13 января 2015 Однако
Часть 1. Что, где и сколько будет стоить
Сейчас всё внимание наблюдателей связано с колебаниями нефтяных котировок, в то время как газовые рынки остаются в тени. Но основная часть международной торговли газом по-прежнему привязана к нефтяным ценам. Газовый рынок пока не привлекает к себе внимания из-за того, что цены на газ несколько запаздывают за нефтяными: они рассчитываются исходя из среднего значения нефтяных котировок за предыдущие несколько месяцев. Поэтому, кстати, уже в январе мы увидим первые заметные изменения цен на газ, поставляемый по долгосрочным контрактам.
Если говорить оценочно, то при нефти 100 долл. за баррель СПГ (в Азии) по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой обходится в 15 долл. за млн британских тепловых единиц (БТЕ). Трубопроводный газ — 10 долл. за млн БТЕ (около 350 долл. за тыс. кубометров). С такой ценой поставляется российский газ в Европу, такой же уровень цен закладывался и для будущих поставок по контракту с Китаем.
Соответственно, при нефти в 80 долл. за баррель — цены на газ окажутся на уровне — 12 (СПГ) и 8 (трубопроводный) долл. за млн БТЕ.
А при цене нефти в 60 долл. за баррель (как сейчас) — 9 и 6 соответственно.
А как будут чувствовать себя производители газа при разных сценариях?
Предел рентабельности газпромовских поставок в Европу — как раз на уровне 6 долл. за млн БТЕ (с учётом экспортной пошлины, НДПИ и достаточно дорогой транспортировки). Так что тут российская газовая монополия переживёт период низких цен спокойно. И, более того, не исключено, что контракты с нефтяной привязкой окажутся дешевле газа на спотовом рынке.
Будущие трубопроводные поставки в Китай выйдут на разумные объёмы ближе к 2020 году, когда с ценами на нефть ситуация должна измениться. Кроме того, теоретически здесь можно ужаться за счёт экспортной пошлины, но лучше бы — за счёт оптимизации расходов.
«Ямал СПГ». Тут небольшие риски, связанные с ценами на нефть, присутствуют, так как проект запланирован к выходу относительно скоро — года через три.
Остальные российские СПГ-проекты толком реализовывать так и не начинали. И, как оказалось, очень удачно.
Хуже всего придётся австралийским заводам СПГ, что уже неоднократно отмечалось. Они уже находятся в процессе стройки (некоторые даже в завершающей стадии), а потому отказаться от них уже не получится — выйдет себе дороже. Себестоимость газа здесь оценивается выше 10 долл. за млн БТЕ (в некоторых случаях — до 15), но СПГ на рынок поставляться, конечно, будет (чтобы минимизировать убытки).
Формула цены газа для американских СПГ-проектов зависит от внутренних цен на газ в США, так что проиграть здесь могут только сами импортёры газа (если такой газ окажется дороже газа по подешевевшим «нефтяным» контрактам). Строители СПГ-заводов не проиграют, так как заранее тем или иным способом трансформировали свои затраты в обязательства по типу «сжижай-или-плати» для покупателей или продавцов газа.
Кстати, такой подход может привести к тому, что импортёры американского СПГ будут покупать этот газ, даже если он окажется дороже газа конкурентов (например, в случае Европы — это российский газ). Так как за сжижение всё равно заплачено заранее. Словом, как и в случае Австралии — газ на рынок выйдет, а что там с убытками — не важно: проблемы индейцев шерифа, в общем-то, не волнуют.
Но это текущие оценки и прогнозы поставок по долгосрочным контрактам. А что на споте?
В общем случае, в условиях дефицита газа цены здесь выше, чем по долгосрочным контрактам. И наоборот, при избытке топлива цены могут оказаться и ниже (так как покупатели обязаны выбирать газ по долгосрочным контрактам).
Цены в Европе (здесь к биржевой цене привязана и часть трубопроводного газа, и часть поставляемого СПГ) пока находятся на уровне 8,5 долл. за млн БТЕ (то есть дешевле, чем по долгосрочным контрактам). Видимо, сыграла роль и тёплая погода, так как обычно зимние цены в ЕС на споте — это как раз уровень в 10 долл. Что будет с января, зависит от суммы факторов. Во-первых, погоды. Во-вторых, политики «Газпрома» в области ограничения поставок. Ну и ситуации с украинским транзитом.
Кроме того, следует помнить ещё об одном крупном игроке — Норвегии, которая перевела газ по своим долгосрочным контрактам на привязку к спотовому рынку, что усложняет картину.
А вот в Азии цены на спотовом рынке (здесь это только СПГ) уже упали до 10 долл. за млн БТЕ (для январских поставок на самый репрезентативный японский рынок), сократив разрыв с европейским рынком всего до 1,2 долл. за млн БТЕ.
Ещё один фактор давления на спотовые цены для СПГ в Азии связан с тем, что на фоне избытка нефтяного предложения японские электростанции могут замещать газ относительно дешёвой тяжёлой (хотя и низкосернистой) нефтью. И по оценкам Wood Mackenzie, при цене марки Brent 70 долларов за баррель этот фактор будет ограничивать рост цен на СПГ уровнем 10,5 долл. за млн БТЕ. Примерно такая же цена соответствует и стоимости долгосрочных контрактов при цене нефти в 70. Поэтому в нынешних условиях ожидать спотовых цен на СПГ в Азии выше цены долгосрочного контракта (что мы наблюдали все последние годы) уже нельзя.
Так или иначе, цены на споте уже упали на 50% в годовом исчислении. И в течение следующего года, после зимнего периода, могут продолжить снижение. Это связано с локальным переизбытком СПГ на рынке, который мы обсудим во второй части материала.
Сделаем некоторые обобщения. Как видно из вышесказанного, падение нефтяных цен приведёт к серьёзным изменениям в международной торговле газом. Не исключена на многих крупных проектах работа «в убыток».
При этом снижение цен на нефть вызывает умеренные проблемы у нефтяных компаний, а в основном трудности у госбюджетов. Это связано с тем, что в цене нефти на международных рынках традиционно больше составляющая сверхприбыли (за счёт которой и могут быть обеспечены низкие цены без серьёзных проблем для производителей) по сравнению с газовой отраслью. Особенно в случае СПГ.
Кроме того, рынок нефти — уже насыщенный и растущий умеренно, часто за счёт производства суррогатов (сжиженные газы, биотопливо и др.). Основную добычу обеспечивают старые проекты, хотя они и находятся в стадии угасания.
Напротив, газовый рынок — по крайней мере, так планировалось до кризисных явлений в мировой экономике — рынок интенсивно растущий.
Но возможные убытки заставят инвесторов, обжёгшихся на молоке, дуть на воду в будущем — то есть с большой осторожностью запускать новые проекты по разработке газовых месторождений.
Всё это несёт вызовы начинающемуся «газовому веку». Так или иначе, вступая в этот век, мы должны понимать, что диспропорции в балансе спроса и предложения могут оказаться значительно сильней, чем на нефтяном рынке в эпоху его зрелости.
Часть 2. Трубопроводный ренессанс
В первой части материала мы обсудили предстоящее снижение газовых цен, которые пока ещё во многом завязаны на нефтяные котировки. И отметили, что если период низких цен на нефть будет длительным, то особые проблемы будут у СПГ-проектов. Где велики расходы на сжижение, и в результате сверхприбыли, которой можно относительно безболезненно поступиться, уже не остаётся. А если высока себестоимость и самого сжижаемого газа, то у таких производителей трудности окажутся двойные.
Дополнительной сложностью для новых СПГ-проектов становится и тот факт, что в ближайшие несколько лет на этом рынке, ещё недавно дефицитном, начнётся переизбыток предложения. Строго говоря, уже пару лет назад было понятно, что с 2015 года, когда строящиеся австралийские производства массово начнут запускаться, ситуация с балансом спроса и предложения на рынке выровняется. Но буквально за последние полгода добавились два новых фактора, неблагоприятных для ценовой конъюнктуры СПГ.
Во-первых, американские заводы. Давно строящийся Sabine Pass (18 млн тонн в год), СПГ с которого где-то через год уже выйдет на рынок, конечно, был учтён в балансах и ранее. Но за последние два месяца в США началось строительство ещё трёх производств суммарной мощностью 26 млн тонн. В сумме с Sabine Pass — 44 млн тонн, которые все вместе окажутся на рынке года через четыре (для сравнения, весь катарский СПГ — 77 млн тонн). Как ни крути, а заметная прибавка. (Почему этот газ будет продаваться и производиться, даже если цены на него окажутся «выше рынка», мы обсуждали в первой части.)
В результате прирост предложения СПГ в ближайшие годы будет значителен даже по сравнению с предыдущим (неплохим для развития рынка СПГ) десятилетием. Свыше 100 млн тонн «Австралии» и «США» в течение буквально нескольких лет выбрасываются на рынок:
То есть СПГ будет много, объём рынка действительно растёт, но вот у производителей проблемы, и это конечно — фактор ограничения дальнейшего роста, если заглядывать уже на следующее десятилетие (а это и есть реальный горизонт планирования в нефтегазовой отрасли). Есть и другие причины для ограничений дальнейшего роста отрасли СПГ, которые мы обсудим далее.
Но на таком фоне появилась и вторая проблема — со стороны спроса. Скажем прямо, когда мы говорим о росте азиатского спроса — мы подразумеваем Китай. Ну и «по мелочам»: Южная Корея, Индия (для которой СПГ «в количестве» пока дорог).
А китайская статистика говорит сама за себя. Если ещё год назад Китай демонстрировал двузначные темпы роста спроса на СПГ в годовом исчислении, то во второй половине этого года они, напротив, снизились и заметно. Например, в сентябре падение составило 8,1% в годовом исчислении и 12% по сравнению с предыдущим месяцем. В октябре (последние опубликованные данные) — скромный рост на 1,8% в годовом исчислении. Сейчас начинается не совсем показательный зимний период, где из-за временного дефицита газа рост может восстановиться, но в целом картина выглядит не очень позитивно для рынка сжиженного газа.
Почему Китай отказывается от СПГ?
Можно было бы подумать, что это всё же снижение в рамках колебаний, а не симптом, но тут появились новости. Китайская нефтегазовая компания Sinopec (импортёр газа) пытается кому-то пристроить часть своих долгосрочных газовых контрактов (то есть обязательства по импорту СПГ). Причины — слабый рост экономики и убытки от дистрибуции такого газа по регулируемым ценам.
Китай к настоящему времени законтрактовал около 60 млрд кубометров СПГ (в пересчёте на газ) — то есть не так уж и много относительно различных газопроводных поставок. Объёмы поставок будут возрастать по мере выхода на рынок новых экспортных производств, в первую очередь австралийских. Сейчас ежегодный китайский импорт СПГ раза в два меньше, так что рост здесь конечно будет, ведь пристроить 30 млрд, которые ещё появятся, просто некуда. Но рост окажется умеренный и без особого желания китайских импортёров наращивать поставки, к примеру, за счёт дополнительных объёмов спотового рынка. Кроме того, Китай может выбирать по контрактам минимально оговорённые объёмы.
На фоне популярных разговоров о «ненасытности» китайского газового рынка — конечно, событие, на первый взгляд, неожиданное. Причин же здесь, на наш взгляд, как минимум три, отчасти взаимосвязанных друг с другом.
Во-первых, дороговизна СПГ из новых поставок (сейчас за счёт «древних» контрактов средняя цена импортируемого СПГ в Китай невелика) по сравнению с трубопроводным газом. Даже с учётом различных расходов СПГ и трубного газа на транспортировку внутри страны.
Во-вторых (а может быть — именно во-первых), у Китая всегда оставались опасения по активному использованию СПГ (особенно с Ближнего Востока), так как морские пути доставки «вероятный противник» всегда может блокировать. И в этом смысле есть повод задаться вопросом: чего больше в намерениях о снижении прежних планов по импорту СПГ — экономики или стратегии по обеспечению безопасных поставок.
Так или иначе, оба этих пункта нас приводят к третьему аспекту: российские трубопроводные поставки и планы по их наращиванию.
Ещё в мае был заключён договор на скромные 38 млрд кубометров газа из Восточной Сибири. Причём тогда критики не переставая комментировали: Китаю не нужен российский газ, их баланс сойдётся и без него. Как выяснилось — баланс, если вдруг будет избыток газа, Китай решил подкорректировать за счёт отказа от СПГ.
Но по российским поставкам сразу же начались предметные переговоры по т.н. «западному маршруту» со строительством газопровода «Алтай» (ещё 30 млрд кубометров).
И вот буквально на днях ещё одна новость — планы по удвоению «восточной» трубы: а точнее строительство второй нитки для допуска в неё независимых производителей газа («Роснефть» и другие компании). В результате объёмы добычи газа в Восточной Сибири могут вырасти суммарно до 80 млрд кубометров (с учётом внутреннего рынка, но в регионе он невелик — по объективным причинам).
Здесь не следует забывать, что мы говорим о проблемах со спросом именно на СПГ, а рост суммарного спроса на газ в Китае даже не обсуждается (вопрос, правда, в темпах). Этой зимой одна из нефтегазовых компаний — Sinopec (входит в «большую тройку», но не самая крупная) увеличивает поставки на 11%. Только делает это преимущественно за счёт роста собственной добычи (на 8%).
Более того, этой зимой ожидается и дефицит газа в Китае (6,2 млрд кубометров из необходимых 88), что временно поддержит китайский спрос и на СПГ.
Импорт по газопроводам (сейчас это только Средняя Азия и Мьянма) в октябре вырос на 9% в годовом исчислении.
Но импортный газ будет в любом случае составлять менее половины китайского потребления. Большие надежды возлагаются на рост собственной добычи. Насколько они обоснованны — покажет время.
Рынки СПГ через десятилетие: какой будет стратегия России?
Всем известны плюсы СПГ — отсутствие привязки к поставщику, возможности доставки на длинные расстояния. Всем известны минусы: в основном это цена вопроса, есть и трудности хранения такого топлива.
Пока у России один завод на Сахалине, а также запускается стройка «Ямал СПГ». Активизировать строительство новых проектов по описанным выше причинам сейчас уже поздно. Но нужно ли на длительную перспективу рассматривать массовое строительство новых заводов? Вопрос это не праздный. Если Россия намерена активно выходить на рынки СПГ в следующем цикле, то есть через несколько лет, пора задуматься о собственных технологиях сжижения. И напротив, если речь будет идти о 1–2–3 производствах, то проще вновь воспользоваться импортными технологиями, а ограниченные (из-за дефицита инженеров и других специальностей) возможности направить в другие важные отрасли.
Простой ответ на этот вопрос дать трудно, поэтому здесь мы лишь озвучим приглашение к дискуссии. Многое зависит и от стратегии развития газовой отрасли. К примеру, можно в дальнейшем развивать удалённые (и часто морские) месторождения — где без СПГ не обойтись. А можно сделать упор на разработку континентальных запасов Сибири, в том числе расположенных в более труднодоступных горизонтах. И тогда будет нужна труба.
Постоянные наши читатели не могут упрекнуть автора в пониженном интересе к вопросам, связанным с рынками сжиженного газа. Даже в марте 2010 года, почти пять лет назад, мы уже поднимали тему СПГ, говоря, что и нашей стране нужно активней дополнять продажами СПГ трубопроводный экспорт, чтобы быть гибче и потому уверенней чувствовать себя в международной торговле газом.
Почему сейчас ситуация несколько изменилась? Дело в том, что цена энергии (её добычи) становится всё выше, а мировой экономике становится тяжелее платить всё возрастающую цену за энергию. И если в вопросах добычи сэкономить не удастся, то «срезать косты» было бы логично на доставке.
Конечно, в таком случае теряется независимость продавца и покупателя, а газопроводная связка — это всегда и политическая составляющая. Но и экономия будет существенная.
И если внешние обстоятельства диктуют нам (не только РФ, но и КНР) необходимость крепких взаимоотношений, то ставка на газопроводы позволит реализовать ту самую стратегию win-win, без лишних расходов на сжижение для экспортёра и с более низкой ценой газа для импортёра.
В самом широком смысле, если говорить в терминах геополитики «континентальных» и «морских» держав, то трубопроводы — для первых, а СПГ — для вторых. Поэтому в каком-то смысле приоритет трубопроводного экспорта над СПГ для нашей страны в любом случае предопределён её географией.
Часть 3. К независимому ценообразованию: когда появится «газорубль»
В двух предыдущих частях мы обсуждали различные аспекты поведения газовых рынков при низких ценах на нефть. Ведь цена газа по экспортным контрактам часто по-прежнему привязана к нефтяным котировкам. И лейтмотивом этих обсуждений стал главный вопрос — как развиваться новым «газовым» проектам, которые планировались из предположения, что цены на нефть будут оставаться устойчиво высокими?
Даже если от нынешних уровней в 50 долл. за баррель цены отскочат, то до отметки в 100 долл. за баррель в среднесрочной перспективе они уже не дойдут.
Долгие годы экспортёры газа (кстати, далеко не только Россия) старались сохранить «нефтяную» привязку цен на газ, поставляемых по долгосрочным контрактам. Считалось, что это — практически гарантия приемлемой цены реализации газа и, как следствие, окупаемости проектов. И наоборот — импортёры старались отвязаться от нефти при покупке газа, будь то трубопроводный газ или СПГ.
Но в новых реалиях нефтяная индексация становится «гирей», привязанной к новым газовым проектам. А значит — теперь уже и для продавцов актуализируется независимое ценообразование на газ.
Конечно, здесь много сложностей, которые мы не раз обсуждали, и процесс этот будет небыстрый. Нефть — слишком удобный стандарт для всего углеводородного рынка, стандарт с лёгким хранением и развитой системой биржевой торговли.
Ситуация оказывается отчасти парадоксальной. Ведь отвязка газового рынка от нефтяного всегда рассматривалась как следствие будущего дефицита нефти, то есть перехода от «нефтяного века» к «газовому». Сейчас же такая отвязка стала актуальна из-за переизбытка нефти, пусть и временного.
Нет ли здесь противоречия? Ведь газовый рынок изначально развивался как замена нефти — замена чуть менее удобная, но чуть более дешёвая. Но если цены на нефть снизились — значит нефти много, а значит — её можно вновь заменить газ.
Но это, конечно, иллюзия. Динамика нефтяных цен — во многом слабообъяснимый феномен, а текущий избыток (если рассуждать в рамках баланса спроса и предложения) — это 2–3 млн баррелей в день, то есть меньше 2–3% от мирового потребления нефти.
Эластичность спроса: нефть и газ
Но есть здесь и ещё одно соображение, которое нам хотелось бы выделить отдельно. Напомним, что в экономической теории существует понятие «эластичность спроса» — то есть насколько изменится спрос на тот или иной товар при изменении (в нашем случае — росте) цены.
Классический пример — товары первой необходимости, на них спрос неэластичен. И, напротив, предметы роскоши — на них спрос очень эластичен, то есть при росте цены спрос на предметы роскоши резко падает.
Если говорить о нефти и газе, то нефть (бензин) скорее тяготеет к предметам роскоши, а газ — к товарам первой необходимости. Утверждение на первый взгляд неоднозначное (тем более что обычно нефть рассматривается как товар с низкой эластичностью спроса), поэтому требует некоторых пояснений.
С одной стороны, нефть, как «кровь мировой экономики», вроде бы является крайне необходимым товаром.
Но в нашем контексте корректней говорить не обо всём спросе (около 90 млн баррелей в день), а о спросе на несколько миллионов «последних» баррелей, которые (пока сохраняется существенный объём добычи с низкой себестоимостью) и влияют на нефтяные цены (если говорить в рамках баланса спроса и предложения).
И для этих «замыкающих» баррелей спрос может быть очень эластичен — при дорогом (по сравнению с доходами домохозяйства) бензине автомобилисты начинают ездить на общественном транспорте.
Пока процесс этот был не слишком заметен. Но по мере углубления проблем в мировой экономике этот фактор будет всё более значимым. Многое будет зависеть от уровня социального расслоения (чем этот уровень ниже, тем равномерней распределяются доходы — и, следовательно, тем больше людей смогут пользоваться собственным автотранспортом). Пока всё говорит о том, что уровень расслоения только увеличивается.
Значительная часть спроса на нефть при использовании личного автотранспорта в крупных городах — фактически это «понты» и удобство. Причём удобство относительное, учитывая пробки. Вышесказанное — это не минутка морали и «капитана очевидность». Нужно понимать, что эти факторы скрывают в себе заметные объёмы для снижения (или ограничения роста) мирового спроса на нефть. А потому они могут отложить грядущий дефицит нефти и рост цен.
Конечно, позже, через пару десятилетий, когда и если (исходя из концепции «пика нефти») топлива будет не хватать и для самых основных нужд (грузовые перевозки, авиация и т.д.) спрос на нефть также уже не будет столь же эластичным. Но это уже другая история.
И напротив, спрос на газ в области отопления очень неэластичен. К примеру, экспортные успехи или неудачи «Газпрома» на европейском направлении все последние годы коррелировали со средними температурами отопительного периода, а не с ценами или экономической ситуацией.
Очень гибкий спрос на газ остаётся в электрогенерации (так как там есть межтопливная конкуренция), но в мировом масштабе (за исключением некоторых стран — в т.ч. США и России) природный газ и так слабо используется в генерации — слишком дорого.
Итак, сделаем промежуточный (хотя, подозреваю, для кого-то дискуссионный) вывод. Спрос на газ в среднесрочной перспективе может оказаться менее эластичным, чем спрос на нефть. А значит — и по этой причине ценовая привязка газа к нефти становится всё менее оправданной.
Независимые цены на газ: стимул для развития внутренней добычи
До настоящего времени мы обсуждали ценовую привязку газа к нефти в контексте экспортно-импортных операций. Но не менее актуальны здесь и вопросы внутристрановой добычи.
Напомним вкратце текущую ситуацию в мире по регионам. В настоящее время полноценная отвязка газовых цен от нефтяных произошла на североамериканском континенте. Биржевая торговля газом здесь развивалась давно. Вторая причина, по которой такая отвязка состоялась, — континент обеспечивает себя газом самостоятельно.
Ведь в Европе биржевой рынок газа тоже неплохо развивается. Но значительный объём импорта газа (где, в свою очередь, много поставок с нефтяной привязкой) неизбежно оказывает влияние на «независимые» (биржевые) цены на газ. Механизмы взаимозависимости нефтяных и газовых цен в Европе — популярная тема у многих исследователей европейского газового рынка.
Интересная ситуация складывается и на китайском газовом рынке. Этот рынок интересен не только потому, что это китайский рынок. А интересен он и как модельный. Китайский рынок газа, во-первых, растущий. Во-вторых, мы видим в сопоставимых пропорциях: (1) собственную добычу, (2) трубопроводный импорт, (3) импорт СПГ.
Внутренние цены на газ в Китае до недавнего времени были регулируемыми и достаточно низкими. (Импортёры газа даже несли убытки, но большую часть суммарного спроса обеспечивала относительно дешёвая собственная добыча.)
Сейчас в Китае началась реформа ценообразования — газ для новых поставок уже продаётся потребителям с привязкой к котировкам нефтепродуктов. В результате импортёры смогут закупать газ за рубежом без убытков. Кроме того, это приведёт к росту внутренних цен на газ, что позволит увеличивать собственную добычу, вовлекая в неё залежи нетрадиционного газа.
Но сейчас цены на нефть падают, и наблюдатели задаются вопросом: как поведёт себя китайский регулятор? Ведь если внутренние цены на газ, рассчитываемые по новой нефтяной формуле, снизятся, то инвестиции в добычу упадут. А ведь для Китая важно развивать свой газовый рынок, и в первую очередь за счёт развития собственных месторождений.
Российский интерес
В энергополитике нашей страны описанные коллизии, разумеется, также находят отражение.
Во-первых, в контексте постоянного спора с европейскими импортёрами: к какому маркеру (нефтяному или европейской газовой бирже) привязывать поставки. Сейчас складывается редкая ситуация, когда продажи по биржевым ценам могут оказаться выгоднее.
Если же говорить о российском внутреннем рынке, то цены на газ не зависят от цен на нефть. Цена на газ для различных групп потребителей в настоящее время регулируема. Кроме того, начинает работать газовая биржа, где «Газпром» и другие производители («Новатэк», а также нефтяные компании: «Роснефть» и другие) могут продавать газ на общих основаниях. Пока — для внутрироссийского рынка.
В планах «Газпрома», как стало известно в декабре, — создание собственной биржи для экспортных поставок. Ясно, что дело это не быстрое. Пока вопросов здесь больше, чем ответов: и организационных, и смысловых.
Наверное, главный вопрос — неясно, как в таком случае будет рассчитываться и изыматься экспортная пошлина. (Напомним, сейчас пошлина составляет 30% от стоимости реализации газа «Газпромом» европейским потребителям на территории Европы.) Кроме того, наблюдатели уже предполагают новый виток борьбы между «Газпромом» и независимыми производителями. Последние ведь тоже захотели бы поучаствовать в такой экспортной биржевой торговле.
Если же отбросить внутренние противоречия, то для нашей страны в целом это крайне важное начинание, которое в перспективе позволит начать экспортные поставки газа за рубли, то есть создать уже обсуждавшийся нами ранее «газорубль».
Независимое (от нефти) ценообразование на газ, вынесенное в заголовок текста, для нашей страны приобретает и второе значение: ценообразование, не зависимое от доллара.
http://www.odnako.org/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
Сейчас всё внимание наблюдателей связано с колебаниями нефтяных котировок, в то время как газовые рынки остаются в тени. Но основная часть международной торговли газом по-прежнему привязана к нефтяным ценам. Газовый рынок пока не привлекает к себе внимания из-за того, что цены на газ несколько запаздывают за нефтяными: они рассчитываются исходя из среднего значения нефтяных котировок за предыдущие несколько месяцев. Поэтому, кстати, уже в январе мы увидим первые заметные изменения цен на газ, поставляемый по долгосрочным контрактам.
Если говорить оценочно, то при нефти 100 долл. за баррель СПГ (в Азии) по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой обходится в 15 долл. за млн британских тепловых единиц (БТЕ). Трубопроводный газ — 10 долл. за млн БТЕ (около 350 долл. за тыс. кубометров). С такой ценой поставляется российский газ в Европу, такой же уровень цен закладывался и для будущих поставок по контракту с Китаем.
Соответственно, при нефти в 80 долл. за баррель — цены на газ окажутся на уровне — 12 (СПГ) и 8 (трубопроводный) долл. за млн БТЕ.
А при цене нефти в 60 долл. за баррель (как сейчас) — 9 и 6 соответственно.
А как будут чувствовать себя производители газа при разных сценариях?
Предел рентабельности газпромовских поставок в Европу — как раз на уровне 6 долл. за млн БТЕ (с учётом экспортной пошлины, НДПИ и достаточно дорогой транспортировки). Так что тут российская газовая монополия переживёт период низких цен спокойно. И, более того, не исключено, что контракты с нефтяной привязкой окажутся дешевле газа на спотовом рынке.
Будущие трубопроводные поставки в Китай выйдут на разумные объёмы ближе к 2020 году, когда с ценами на нефть ситуация должна измениться. Кроме того, теоретически здесь можно ужаться за счёт экспортной пошлины, но лучше бы — за счёт оптимизации расходов.
«Ямал СПГ». Тут небольшие риски, связанные с ценами на нефть, присутствуют, так как проект запланирован к выходу относительно скоро — года через три.
Остальные российские СПГ-проекты толком реализовывать так и не начинали. И, как оказалось, очень удачно.
Хуже всего придётся австралийским заводам СПГ, что уже неоднократно отмечалось. Они уже находятся в процессе стройки (некоторые даже в завершающей стадии), а потому отказаться от них уже не получится — выйдет себе дороже. Себестоимость газа здесь оценивается выше 10 долл. за млн БТЕ (в некоторых случаях — до 15), но СПГ на рынок поставляться, конечно, будет (чтобы минимизировать убытки).
Формула цены газа для американских СПГ-проектов зависит от внутренних цен на газ в США, так что проиграть здесь могут только сами импортёры газа (если такой газ окажется дороже газа по подешевевшим «нефтяным» контрактам). Строители СПГ-заводов не проиграют, так как заранее тем или иным способом трансформировали свои затраты в обязательства по типу «сжижай-или-плати» для покупателей или продавцов газа.
Кстати, такой подход может привести к тому, что импортёры американского СПГ будут покупать этот газ, даже если он окажется дороже газа конкурентов (например, в случае Европы — это российский газ). Так как за сжижение всё равно заплачено заранее. Словом, как и в случае Австралии — газ на рынок выйдет, а что там с убытками — не важно: проблемы индейцев шерифа, в общем-то, не волнуют.
Но это текущие оценки и прогнозы поставок по долгосрочным контрактам. А что на споте?
В общем случае, в условиях дефицита газа цены здесь выше, чем по долгосрочным контрактам. И наоборот, при избытке топлива цены могут оказаться и ниже (так как покупатели обязаны выбирать газ по долгосрочным контрактам).
Цены в Европе (здесь к биржевой цене привязана и часть трубопроводного газа, и часть поставляемого СПГ) пока находятся на уровне 8,5 долл. за млн БТЕ (то есть дешевле, чем по долгосрочным контрактам). Видимо, сыграла роль и тёплая погода, так как обычно зимние цены в ЕС на споте — это как раз уровень в 10 долл. Что будет с января, зависит от суммы факторов. Во-первых, погоды. Во-вторых, политики «Газпрома» в области ограничения поставок. Ну и ситуации с украинским транзитом.
Кроме того, следует помнить ещё об одном крупном игроке — Норвегии, которая перевела газ по своим долгосрочным контрактам на привязку к спотовому рынку, что усложняет картину.
А вот в Азии цены на спотовом рынке (здесь это только СПГ) уже упали до 10 долл. за млн БТЕ (для январских поставок на самый репрезентативный японский рынок), сократив разрыв с европейским рынком всего до 1,2 долл. за млн БТЕ.
Ещё один фактор давления на спотовые цены для СПГ в Азии связан с тем, что на фоне избытка нефтяного предложения японские электростанции могут замещать газ относительно дешёвой тяжёлой (хотя и низкосернистой) нефтью. И по оценкам Wood Mackenzie, при цене марки Brent 70 долларов за баррель этот фактор будет ограничивать рост цен на СПГ уровнем 10,5 долл. за млн БТЕ. Примерно такая же цена соответствует и стоимости долгосрочных контрактов при цене нефти в 70. Поэтому в нынешних условиях ожидать спотовых цен на СПГ в Азии выше цены долгосрочного контракта (что мы наблюдали все последние годы) уже нельзя.
Так или иначе, цены на споте уже упали на 50% в годовом исчислении. И в течение следующего года, после зимнего периода, могут продолжить снижение. Это связано с локальным переизбытком СПГ на рынке, который мы обсудим во второй части материала.
Сделаем некоторые обобщения. Как видно из вышесказанного, падение нефтяных цен приведёт к серьёзным изменениям в международной торговле газом. Не исключена на многих крупных проектах работа «в убыток».
При этом снижение цен на нефть вызывает умеренные проблемы у нефтяных компаний, а в основном трудности у госбюджетов. Это связано с тем, что в цене нефти на международных рынках традиционно больше составляющая сверхприбыли (за счёт которой и могут быть обеспечены низкие цены без серьёзных проблем для производителей) по сравнению с газовой отраслью. Особенно в случае СПГ.
Кроме того, рынок нефти — уже насыщенный и растущий умеренно, часто за счёт производства суррогатов (сжиженные газы, биотопливо и др.). Основную добычу обеспечивают старые проекты, хотя они и находятся в стадии угасания.
Напротив, газовый рынок — по крайней мере, так планировалось до кризисных явлений в мировой экономике — рынок интенсивно растущий.
Но возможные убытки заставят инвесторов, обжёгшихся на молоке, дуть на воду в будущем — то есть с большой осторожностью запускать новые проекты по разработке газовых месторождений.
Всё это несёт вызовы начинающемуся «газовому веку». Так или иначе, вступая в этот век, мы должны понимать, что диспропорции в балансе спроса и предложения могут оказаться значительно сильней, чем на нефтяном рынке в эпоху его зрелости.
Часть 2. Трубопроводный ренессанс
В первой части материала мы обсудили предстоящее снижение газовых цен, которые пока ещё во многом завязаны на нефтяные котировки. И отметили, что если период низких цен на нефть будет длительным, то особые проблемы будут у СПГ-проектов. Где велики расходы на сжижение, и в результате сверхприбыли, которой можно относительно безболезненно поступиться, уже не остаётся. А если высока себестоимость и самого сжижаемого газа, то у таких производителей трудности окажутся двойные.
Дополнительной сложностью для новых СПГ-проектов становится и тот факт, что в ближайшие несколько лет на этом рынке, ещё недавно дефицитном, начнётся переизбыток предложения. Строго говоря, уже пару лет назад было понятно, что с 2015 года, когда строящиеся австралийские производства массово начнут запускаться, ситуация с балансом спроса и предложения на рынке выровняется. Но буквально за последние полгода добавились два новых фактора, неблагоприятных для ценовой конъюнктуры СПГ.
Во-первых, американские заводы. Давно строящийся Sabine Pass (18 млн тонн в год), СПГ с которого где-то через год уже выйдет на рынок, конечно, был учтён в балансах и ранее. Но за последние два месяца в США началось строительство ещё трёх производств суммарной мощностью 26 млн тонн. В сумме с Sabine Pass — 44 млн тонн, которые все вместе окажутся на рынке года через четыре (для сравнения, весь катарский СПГ — 77 млн тонн). Как ни крути, а заметная прибавка. (Почему этот газ будет продаваться и производиться, даже если цены на него окажутся «выше рынка», мы обсуждали в первой части.)
В результате прирост предложения СПГ в ближайшие годы будет значителен даже по сравнению с предыдущим (неплохим для развития рынка СПГ) десятилетием. Свыше 100 млн тонн «Австралии» и «США» в течение буквально нескольких лет выбрасываются на рынок:
То есть СПГ будет много, объём рынка действительно растёт, но вот у производителей проблемы, и это конечно — фактор ограничения дальнейшего роста, если заглядывать уже на следующее десятилетие (а это и есть реальный горизонт планирования в нефтегазовой отрасли). Есть и другие причины для ограничений дальнейшего роста отрасли СПГ, которые мы обсудим далее.
Но на таком фоне появилась и вторая проблема — со стороны спроса. Скажем прямо, когда мы говорим о росте азиатского спроса — мы подразумеваем Китай. Ну и «по мелочам»: Южная Корея, Индия (для которой СПГ «в количестве» пока дорог).
А китайская статистика говорит сама за себя. Если ещё год назад Китай демонстрировал двузначные темпы роста спроса на СПГ в годовом исчислении, то во второй половине этого года они, напротив, снизились и заметно. Например, в сентябре падение составило 8,1% в годовом исчислении и 12% по сравнению с предыдущим месяцем. В октябре (последние опубликованные данные) — скромный рост на 1,8% в годовом исчислении. Сейчас начинается не совсем показательный зимний период, где из-за временного дефицита газа рост может восстановиться, но в целом картина выглядит не очень позитивно для рынка сжиженного газа.
Почему Китай отказывается от СПГ?
Можно было бы подумать, что это всё же снижение в рамках колебаний, а не симптом, но тут появились новости. Китайская нефтегазовая компания Sinopec (импортёр газа) пытается кому-то пристроить часть своих долгосрочных газовых контрактов (то есть обязательства по импорту СПГ). Причины — слабый рост экономики и убытки от дистрибуции такого газа по регулируемым ценам.
Китай к настоящему времени законтрактовал около 60 млрд кубометров СПГ (в пересчёте на газ) — то есть не так уж и много относительно различных газопроводных поставок. Объёмы поставок будут возрастать по мере выхода на рынок новых экспортных производств, в первую очередь австралийских. Сейчас ежегодный китайский импорт СПГ раза в два меньше, так что рост здесь конечно будет, ведь пристроить 30 млрд, которые ещё появятся, просто некуда. Но рост окажется умеренный и без особого желания китайских импортёров наращивать поставки, к примеру, за счёт дополнительных объёмов спотового рынка. Кроме того, Китай может выбирать по контрактам минимально оговорённые объёмы.
На фоне популярных разговоров о «ненасытности» китайского газового рынка — конечно, событие, на первый взгляд, неожиданное. Причин же здесь, на наш взгляд, как минимум три, отчасти взаимосвязанных друг с другом.
Во-первых, дороговизна СПГ из новых поставок (сейчас за счёт «древних» контрактов средняя цена импортируемого СПГ в Китай невелика) по сравнению с трубопроводным газом. Даже с учётом различных расходов СПГ и трубного газа на транспортировку внутри страны.
Во-вторых (а может быть — именно во-первых), у Китая всегда оставались опасения по активному использованию СПГ (особенно с Ближнего Востока), так как морские пути доставки «вероятный противник» всегда может блокировать. И в этом смысле есть повод задаться вопросом: чего больше в намерениях о снижении прежних планов по импорту СПГ — экономики или стратегии по обеспечению безопасных поставок.
Так или иначе, оба этих пункта нас приводят к третьему аспекту: российские трубопроводные поставки и планы по их наращиванию.
Ещё в мае был заключён договор на скромные 38 млрд кубометров газа из Восточной Сибири. Причём тогда критики не переставая комментировали: Китаю не нужен российский газ, их баланс сойдётся и без него. Как выяснилось — баланс, если вдруг будет избыток газа, Китай решил подкорректировать за счёт отказа от СПГ.
Но по российским поставкам сразу же начались предметные переговоры по т.н. «западному маршруту» со строительством газопровода «Алтай» (ещё 30 млрд кубометров).
И вот буквально на днях ещё одна новость — планы по удвоению «восточной» трубы: а точнее строительство второй нитки для допуска в неё независимых производителей газа («Роснефть» и другие компании). В результате объёмы добычи газа в Восточной Сибири могут вырасти суммарно до 80 млрд кубометров (с учётом внутреннего рынка, но в регионе он невелик — по объективным причинам).
Здесь не следует забывать, что мы говорим о проблемах со спросом именно на СПГ, а рост суммарного спроса на газ в Китае даже не обсуждается (вопрос, правда, в темпах). Этой зимой одна из нефтегазовых компаний — Sinopec (входит в «большую тройку», но не самая крупная) увеличивает поставки на 11%. Только делает это преимущественно за счёт роста собственной добычи (на 8%).
Более того, этой зимой ожидается и дефицит газа в Китае (6,2 млрд кубометров из необходимых 88), что временно поддержит китайский спрос и на СПГ.
Импорт по газопроводам (сейчас это только Средняя Азия и Мьянма) в октябре вырос на 9% в годовом исчислении.
Но импортный газ будет в любом случае составлять менее половины китайского потребления. Большие надежды возлагаются на рост собственной добычи. Насколько они обоснованны — покажет время.
Рынки СПГ через десятилетие: какой будет стратегия России?
Всем известны плюсы СПГ — отсутствие привязки к поставщику, возможности доставки на длинные расстояния. Всем известны минусы: в основном это цена вопроса, есть и трудности хранения такого топлива.
Пока у России один завод на Сахалине, а также запускается стройка «Ямал СПГ». Активизировать строительство новых проектов по описанным выше причинам сейчас уже поздно. Но нужно ли на длительную перспективу рассматривать массовое строительство новых заводов? Вопрос это не праздный. Если Россия намерена активно выходить на рынки СПГ в следующем цикле, то есть через несколько лет, пора задуматься о собственных технологиях сжижения. И напротив, если речь будет идти о 1–2–3 производствах, то проще вновь воспользоваться импортными технологиями, а ограниченные (из-за дефицита инженеров и других специальностей) возможности направить в другие важные отрасли.
Простой ответ на этот вопрос дать трудно, поэтому здесь мы лишь озвучим приглашение к дискуссии. Многое зависит и от стратегии развития газовой отрасли. К примеру, можно в дальнейшем развивать удалённые (и часто морские) месторождения — где без СПГ не обойтись. А можно сделать упор на разработку континентальных запасов Сибири, в том числе расположенных в более труднодоступных горизонтах. И тогда будет нужна труба.
Постоянные наши читатели не могут упрекнуть автора в пониженном интересе к вопросам, связанным с рынками сжиженного газа. Даже в марте 2010 года, почти пять лет назад, мы уже поднимали тему СПГ, говоря, что и нашей стране нужно активней дополнять продажами СПГ трубопроводный экспорт, чтобы быть гибче и потому уверенней чувствовать себя в международной торговле газом.
Почему сейчас ситуация несколько изменилась? Дело в том, что цена энергии (её добычи) становится всё выше, а мировой экономике становится тяжелее платить всё возрастающую цену за энергию. И если в вопросах добычи сэкономить не удастся, то «срезать косты» было бы логично на доставке.
Конечно, в таком случае теряется независимость продавца и покупателя, а газопроводная связка — это всегда и политическая составляющая. Но и экономия будет существенная.
И если внешние обстоятельства диктуют нам (не только РФ, но и КНР) необходимость крепких взаимоотношений, то ставка на газопроводы позволит реализовать ту самую стратегию win-win, без лишних расходов на сжижение для экспортёра и с более низкой ценой газа для импортёра.
В самом широком смысле, если говорить в терминах геополитики «континентальных» и «морских» держав, то трубопроводы — для первых, а СПГ — для вторых. Поэтому в каком-то смысле приоритет трубопроводного экспорта над СПГ для нашей страны в любом случае предопределён её географией.
Часть 3. К независимому ценообразованию: когда появится «газорубль»
В двух предыдущих частях мы обсуждали различные аспекты поведения газовых рынков при низких ценах на нефть. Ведь цена газа по экспортным контрактам часто по-прежнему привязана к нефтяным котировкам. И лейтмотивом этих обсуждений стал главный вопрос — как развиваться новым «газовым» проектам, которые планировались из предположения, что цены на нефть будут оставаться устойчиво высокими?
Даже если от нынешних уровней в 50 долл. за баррель цены отскочат, то до отметки в 100 долл. за баррель в среднесрочной перспективе они уже не дойдут.
Долгие годы экспортёры газа (кстати, далеко не только Россия) старались сохранить «нефтяную» привязку цен на газ, поставляемых по долгосрочным контрактам. Считалось, что это — практически гарантия приемлемой цены реализации газа и, как следствие, окупаемости проектов. И наоборот — импортёры старались отвязаться от нефти при покупке газа, будь то трубопроводный газ или СПГ.
Но в новых реалиях нефтяная индексация становится «гирей», привязанной к новым газовым проектам. А значит — теперь уже и для продавцов актуализируется независимое ценообразование на газ.
Конечно, здесь много сложностей, которые мы не раз обсуждали, и процесс этот будет небыстрый. Нефть — слишком удобный стандарт для всего углеводородного рынка, стандарт с лёгким хранением и развитой системой биржевой торговли.
Ситуация оказывается отчасти парадоксальной. Ведь отвязка газового рынка от нефтяного всегда рассматривалась как следствие будущего дефицита нефти, то есть перехода от «нефтяного века» к «газовому». Сейчас же такая отвязка стала актуальна из-за переизбытка нефти, пусть и временного.
Нет ли здесь противоречия? Ведь газовый рынок изначально развивался как замена нефти — замена чуть менее удобная, но чуть более дешёвая. Но если цены на нефть снизились — значит нефти много, а значит — её можно вновь заменить газ.
Но это, конечно, иллюзия. Динамика нефтяных цен — во многом слабообъяснимый феномен, а текущий избыток (если рассуждать в рамках баланса спроса и предложения) — это 2–3 млн баррелей в день, то есть меньше 2–3% от мирового потребления нефти.
Эластичность спроса: нефть и газ
Но есть здесь и ещё одно соображение, которое нам хотелось бы выделить отдельно. Напомним, что в экономической теории существует понятие «эластичность спроса» — то есть насколько изменится спрос на тот или иной товар при изменении (в нашем случае — росте) цены.
Классический пример — товары первой необходимости, на них спрос неэластичен. И, напротив, предметы роскоши — на них спрос очень эластичен, то есть при росте цены спрос на предметы роскоши резко падает.
Если говорить о нефти и газе, то нефть (бензин) скорее тяготеет к предметам роскоши, а газ — к товарам первой необходимости. Утверждение на первый взгляд неоднозначное (тем более что обычно нефть рассматривается как товар с низкой эластичностью спроса), поэтому требует некоторых пояснений.
С одной стороны, нефть, как «кровь мировой экономики», вроде бы является крайне необходимым товаром.
Но в нашем контексте корректней говорить не обо всём спросе (около 90 млн баррелей в день), а о спросе на несколько миллионов «последних» баррелей, которые (пока сохраняется существенный объём добычи с низкой себестоимостью) и влияют на нефтяные цены (если говорить в рамках баланса спроса и предложения).
И для этих «замыкающих» баррелей спрос может быть очень эластичен — при дорогом (по сравнению с доходами домохозяйства) бензине автомобилисты начинают ездить на общественном транспорте.
Пока процесс этот был не слишком заметен. Но по мере углубления проблем в мировой экономике этот фактор будет всё более значимым. Многое будет зависеть от уровня социального расслоения (чем этот уровень ниже, тем равномерней распределяются доходы — и, следовательно, тем больше людей смогут пользоваться собственным автотранспортом). Пока всё говорит о том, что уровень расслоения только увеличивается.
Значительная часть спроса на нефть при использовании личного автотранспорта в крупных городах — фактически это «понты» и удобство. Причём удобство относительное, учитывая пробки. Вышесказанное — это не минутка морали и «капитана очевидность». Нужно понимать, что эти факторы скрывают в себе заметные объёмы для снижения (или ограничения роста) мирового спроса на нефть. А потому они могут отложить грядущий дефицит нефти и рост цен.
Конечно, позже, через пару десятилетий, когда и если (исходя из концепции «пика нефти») топлива будет не хватать и для самых основных нужд (грузовые перевозки, авиация и т.д.) спрос на нефть также уже не будет столь же эластичным. Но это уже другая история.
И напротив, спрос на газ в области отопления очень неэластичен. К примеру, экспортные успехи или неудачи «Газпрома» на европейском направлении все последние годы коррелировали со средними температурами отопительного периода, а не с ценами или экономической ситуацией.
Очень гибкий спрос на газ остаётся в электрогенерации (так как там есть межтопливная конкуренция), но в мировом масштабе (за исключением некоторых стран — в т.ч. США и России) природный газ и так слабо используется в генерации — слишком дорого.
Итак, сделаем промежуточный (хотя, подозреваю, для кого-то дискуссионный) вывод. Спрос на газ в среднесрочной перспективе может оказаться менее эластичным, чем спрос на нефть. А значит — и по этой причине ценовая привязка газа к нефти становится всё менее оправданной.
Независимые цены на газ: стимул для развития внутренней добычи
До настоящего времени мы обсуждали ценовую привязку газа к нефти в контексте экспортно-импортных операций. Но не менее актуальны здесь и вопросы внутристрановой добычи.
Напомним вкратце текущую ситуацию в мире по регионам. В настоящее время полноценная отвязка газовых цен от нефтяных произошла на североамериканском континенте. Биржевая торговля газом здесь развивалась давно. Вторая причина, по которой такая отвязка состоялась, — континент обеспечивает себя газом самостоятельно.
Ведь в Европе биржевой рынок газа тоже неплохо развивается. Но значительный объём импорта газа (где, в свою очередь, много поставок с нефтяной привязкой) неизбежно оказывает влияние на «независимые» (биржевые) цены на газ. Механизмы взаимозависимости нефтяных и газовых цен в Европе — популярная тема у многих исследователей европейского газового рынка.
Интересная ситуация складывается и на китайском газовом рынке. Этот рынок интересен не только потому, что это китайский рынок. А интересен он и как модельный. Китайский рынок газа, во-первых, растущий. Во-вторых, мы видим в сопоставимых пропорциях: (1) собственную добычу, (2) трубопроводный импорт, (3) импорт СПГ.
Внутренние цены на газ в Китае до недавнего времени были регулируемыми и достаточно низкими. (Импортёры газа даже несли убытки, но большую часть суммарного спроса обеспечивала относительно дешёвая собственная добыча.)
Сейчас в Китае началась реформа ценообразования — газ для новых поставок уже продаётся потребителям с привязкой к котировкам нефтепродуктов. В результате импортёры смогут закупать газ за рубежом без убытков. Кроме того, это приведёт к росту внутренних цен на газ, что позволит увеличивать собственную добычу, вовлекая в неё залежи нетрадиционного газа.
Но сейчас цены на нефть падают, и наблюдатели задаются вопросом: как поведёт себя китайский регулятор? Ведь если внутренние цены на газ, рассчитываемые по новой нефтяной формуле, снизятся, то инвестиции в добычу упадут. А ведь для Китая важно развивать свой газовый рынок, и в первую очередь за счёт развития собственных месторождений.
Российский интерес
В энергополитике нашей страны описанные коллизии, разумеется, также находят отражение.
Во-первых, в контексте постоянного спора с европейскими импортёрами: к какому маркеру (нефтяному или европейской газовой бирже) привязывать поставки. Сейчас складывается редкая ситуация, когда продажи по биржевым ценам могут оказаться выгоднее.
Если же говорить о российском внутреннем рынке, то цены на газ не зависят от цен на нефть. Цена на газ для различных групп потребителей в настоящее время регулируема. Кроме того, начинает работать газовая биржа, где «Газпром» и другие производители («Новатэк», а также нефтяные компании: «Роснефть» и другие) могут продавать газ на общих основаниях. Пока — для внутрироссийского рынка.
В планах «Газпрома», как стало известно в декабре, — создание собственной биржи для экспортных поставок. Ясно, что дело это не быстрое. Пока вопросов здесь больше, чем ответов: и организационных, и смысловых.
Наверное, главный вопрос — неясно, как в таком случае будет рассчитываться и изыматься экспортная пошлина. (Напомним, сейчас пошлина составляет 30% от стоимости реализации газа «Газпромом» европейским потребителям на территории Европы.) Кроме того, наблюдатели уже предполагают новый виток борьбы между «Газпромом» и независимыми производителями. Последние ведь тоже захотели бы поучаствовать в такой экспортной биржевой торговле.
Если же отбросить внутренние противоречия, то для нашей страны в целом это крайне важное начинание, которое в перспективе позволит начать экспортные поставки газа за рубли, то есть создать уже обсуждавшийся нами ранее «газорубль».
Независимое (от нефти) ценообразование на газ, вынесенное в заголовок текста, для нашей страны приобретает и второе значение: ценообразование, не зависимое от доллара.
http://www.odnako.org/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter