media
media

Биржевая торговля и российский экспорт газа

Столкновение или синергия интересов?

Развитие биржевой (и шире – электронной) торговли – одно из ключевых направлений эволюции газовых рынков в последние 15–20 лет, при этом институционально, вероятно, наиболее важное. При всей значимости unbundling, обеспечения доступа третьих сторон, повышения связности газотранспортной сети и даже распространения СПГ все вышеперечисленное в конечном итоге обретает подлинный рыночный смысл в рамках биржевых торгов как новых принципов и механизмов рыночного ценообразования и коммерческой балансировки.
Для производителей газа биржевое ценообразование – вызов, порождающий как риски, так и возможности. При этом нивелировать риски, на наш взгляд, можно, лишь используя инструменты самой электронной торговли. Это именно тот случай, когда клин вышибают клином, хотя и не полностью.





В статье использованы результаты совместных исследований автора с коллегами по ИЭФ, прежде всего, А.В. Титовым и А.И. Громовым

Внутренний взгляд: Россия и ЕАЭС

В России биржевая торговля газом развивается, как известно, с 2014 года, а электронная – с 2007-го. И это, по сути, единственная часть большого пакета реформ газовой отрасли, обсуждаемых в течение последних 20–25 лет, которую поддерживают все – и «Газпром», и независимые, и потребители, и регуляторы. И, несмотря на сильный провал в объеме торгов в 2018–2020 годах (по итогам 2020 года можно ожидать восстановления лишь до уровня 2018 года – около 15–16 млрд м3), есть общее понимание, что в рамках любых будущих изменений ценообразования альтернативы биржевым инструментам нет.

Аналогичную роль биржевые торги должны сыграть начиная с 2025 года и в рамках общего рынка газа ЕАЭС, если судить по утвержденным концепции и программе его формирования. Это единственная более-менее ясная составляющая всего процесса создания этого рынка, учитывая, что упомянутые установочные документы допускают широкую интерпретацию будущей целевой модели рынка. При этом по-прежнему нет ответа на ключевой вопрос: биржевые торги газом – центральный (системообразующий) или только периферийный (вспомогательный) элемент модели общего рынка? Ответ на него тесно взаимосвязан со всеми иными элементами целевой модели (демонополизация в сфере поставки газа, недискриминационный доступ к свободным мощностям ГТС и ПХГ и т.д.).

Виды индексации цен в новых контрактах на поставку СПГ

Проблема общего рынка в том, что он относительно мал (в перспективе, по нашей оценке, – не более 42 млрд м3 в год) и не способен сам по себе обеспечить объем торгов, достаточный для ликвидного ценообразования. Он неизбежно, на наш взгляд, будет вынужден опереться на ценовые индексы газовой секции СПбМТСБ, то есть на российский рынок.

Так или иначе, биржевые торги газом в России, хотя и малозаметны и не влияют на ценообразование (в силу доминирования регулируемого сегмента), но уже привычны и особой критики не вызывают.

Иная картина возникает, когда разговор переходит на экспорт. Биржевое (преимущественно спотовое) ценообразование на газовых хабах размывает почву под долгосрочными контрактами и создает условия (инфраструктурную основу) для обвального снижения цен, подобного падению 2019–2020 годов. Соответственно, это явление неизбежно рисуется если не черными, то серыми красками. На наш взгляд, палитра чуть шире.

Кризис нефтяной привязки

В ЕС, по данным IGU на 2018 год, продажи газа с ценами, основанными на конкуренции «газ-газ», составляют уже 76% потребления против 15% в 2005 году. Впрочем, даже внутри ЕС все еще существуют довольно большие различия в механизмах ценообразования. Так, переход к контрактам «газ-газ» и гибридным контрактам наблюдался, в основном, в Северо-Западной Европе (94% спроса в 2018 году), тогда как в Юго-Восточной Европе их доля составила 62%.

Ценовые спреды между основными региональными газовыми бенчмарками

В то же время механизмы ценообразования в АТР практически не изменились. В структуре мирового импорта СПГ, тон которой задают страны Северо-Восточной Азии, по-прежнему доминируют суммарные поставки по контрактам с нефтяной индексацией: на них приходится 66% всех контрактов, тогда как на конкуренцию «газ-газ» только 34%. При этом увеличивается региональная дифференциация: в Европе контракты с нефтяной привязкой всё менее востребованы, а в Азии они по-прежнему доминируют и слома тенденции пока не видно (см. «Виды индексации цен в новых контрактах на поставку СПГ»).

Более того, снижение цен на нефть в 2015–2016 годах привело к увеличению числа новых контрактов, индексируемых по нефтяной корзине. В 2016 году их доля составила 64,7% от общего объема поставок по новым контрактам. К 2018 году благодаря значительным контрактам на поставку СПГ, заключенным с американскими компаниями, объем новых контрактов с ценовой привязкой к Henry Hub значительно увеличился. При этом объем новых контрактов, индексируемых по нефти, остался примерно на уровне 2015–2017 годов.

В 2019 году на рынке наметилась новая тенденция: портфельные игроки (трейдеры) стали переходить на гибридные контракты, то есть использовать как привязку к ценам на нефть, так и цены на природный газ на ключевых хабах. На рынке СПГ эта тенденция повышения гибкости проявилась, главным образом, в росте доли спотовой и краткосрочной (контракты продолжительною менее четырех лет) торговли, а также в наметившемся в 2018–2019 годах резком отказе от фиксированных точек поставок. По данным GIIGNL, в 2019 году доля спотовой и краткосрочной торговли достигла 33,5% от всего экспорта СПГ против 18,9% в 2010-м. При этом уже 26,8% торговли составляют спотовые контракты, поставки по которым осуществляются в течение 90 дней после заключения.

Однако применительно к нефтяной привязке ключевое значение имеет зависимость цен на газ от нефтяных (так называемая slopes). До 2014 года ее средней «нормальной» величиной было 14%. В 2019 году она опустилась до 11,7%, а в 2017 году – даже до 11,3%. Соответственно, доходность продаж газа по контрактам с нефтяной привязкой снижается, независимо от уровня самих цен на нефть. Это падение обусловлено, прежде всего, маркетинговой политикой продавцов – они вынуждены менять формулы контрактов, чтобы не потерять рынок. По нашей оценке, при сохранении показателя на уровне 14% контракты с нефтяной привязкой в Северо-Восточной Азии проигрывают конкуренцию американскому СПГ при ценах на нефть $47/барр. При снижении его до 11% – необходим уже уровень $52–61 (в зависимости от контрактных условий).

Таким образом, нефтяная привязка сама по себе не является неким монолитом и вынуждена подстраиваться под рынок. В этих условиях ориентация контрактов на ценовые индексы хабов все чаще становится вполне разумной альтернативой.

2020 год, несомненно, стал тяжелым потрясением для нефтяной индексации, значение которого мы еще вряд ли можем оценить. Эффект его будет отложенным и долгим. Можно привести пример рынка Японии и Южной Кореи (JKM). В 2017–2018 годах спотовые цены были часто выше цен с нефтяной привязкой (как с учетом, так и без учета временных лагов), а спред между ценами («нефтяные» к спотовым) во многих случаях был близок к нулю либо, соответственно, даже отрицательным. Однако начиная с сентября 2018 года спотовые цены (без учета временных лагов) стали устойчиво ниже «нефтяных». А весной 2020 года различия в уровнях цен достигли огромной величины – пять-шесть раз.

Сближение региональных спотовых цен

В последние годы значительно возрос ценовой арбитраж (и, как следствие, конвергенция цен) между региональными рынками газа, и не только между Европой и Северо-Восточной Азией, но и между ними и Северной Америкой (Henry Hub). Экономической причиной этого стал, по всей видимости, рост перемещаемости газа как товара (transferability of the commodity) вследствие развития международной (и межрегиональной) торговли СПГ. В 2020 году в отдельные дни спотовые цены на всех трех рынках практически совпадали, чего ранее никогда не наблюдалось (см. «Ценовые спреды между основными региональными газовыми бенчмарками»).

Вместе с тем следует подчеркнуть, что сближение абсолютных значений региональных спотовых цен все еще не означает устранения премиального характера ценообразования в Северо-Восточной Азии. Соотношение цен JKM и европейских хабов остается крайне неустойчивым и изменяется в широком диапазоне значений, при этом даже в мае 2020 года на фоне нефтяного шока и крайне низких цен на газ на всех рынках наблюдался стремительный рост спреда между европейским и азиатским рынками.

Основные индексы газовых цен и цена Brent, 2019–2020 гг.

По нашим оценкам, конвергенция спотовых цен на газ на основных региональных рынках (TTF, JKM, Henry Hub) будет в среднем существенно выше, чем до 2019 года. При этом соотношение цен не останется устойчивым (см. «Основные индексы газовых цен и цена Brent, 2019–2020 гг.»).

Волатильность

Одним из наиболее острых вопросов, связанных с развитием газовых хабов и торговлей газом на основе конкуренции «газ-газ», является степень их влияния на волатильность цен на газовом рынке. Помимо традиционной сезонности и изменчивости погоды, на волатильность потребления, а за ним и спотовых цен, всё больше влияет использование ВИЭ, которые в некоторых странах позволяют практически полностью закрыть потребность в электроэнергии летом в определенные дни, но подчас показывают практически нулевую выработку зимой. В результате сезонные диспропорции в спросе на газ становятся всё более заметными. В перспективе эта тенденция усилится.

Однако всё не так однозначно. Всякий раз, когда на международном рынке нефти возникают резкие ценовые движения, цены на природный газ, привязанные к нефти, следуют за ними. МЭА также отмечает снижение волатильности на европейских газовых хабах по мере роста объема биржевой торговли газом.

Следует отметить, что высокий уровень волатильности на рынке не выгоден как покупателям, так и продавцам газа. В этом, возможно, основной ключ к поиску компромиссов между ними в новых рыночных условиях.

Что делать с рынком покупателя?

Текущая международная торговля газом, особенно в Европе, – ярко выраженный рынок покупателя, усиленный поддержкой регуляторов. И газовые хабы с их биржевым ценообразованием – главное орудие передела рынка. С момента утверждения в ЕС в 2009 году Третьего энергопакета производители газа, в том числе российские, прошли уже все стадии смирения с неизбежным: отрицание, гнев, торг, депрессию и, наконец, принятие.

Очевидным фактом последнего, с нашей точки зрения, стало открытие ООО «Газпром экспорт» собственной электронной торговой платформы в августе 2018 года после ряда экспериментальных торгов в 2015–2016 годах. Всего по состоянию на 1 октября 2020 года на ЭТП было продано уже около 38 млрд м3 газа (см. «Продажи газа на ЭТП «Газпром экспорта»), в том числе 14,9 млрд м3 в 2019 году (7,5% от общего экспорта «Газпрома» в Европу).

Продажи газа на ЭТП «Газпром экспорта»

ЭТП «Газпром экспорта» – классический рынок продавца: единственный поставщик предлагает свободные объемы трубопроводного газа, а покупатели конкурируют за них. При отсутствии спроса лот просто снимается с аукциона. Клиентоориентированность ЭТП выражается, главным образом, в предлагаемых точках поставки газа – они приближены к покупателю и в ряде случаев совпадают с действующими газовыми хабами.

Кроме того, ЭТП «Газпром экспорта» интересна не только сама по себе, но и как возможная модель адаптации к рынку других производителей. Россия – заметный участник международной газовой торговли, а ЭТП работает на ключевом с институциональной точки зрения региональном рынке. Поэтому есть все основания полагать, что в случае доказанной эффективности ее опыт может быть востребован в других странах-экспортерах, не менее чем Россия обеспокоенных почти полной потерей контроля над ценообразованием.

Поставщики газа в этом смысле оказались в более зависимом и отчаянном положении, чем участники нефтяного рынка (зачастую это одни и те же компании и страны). На рынке нефти развитие биржевого ценообразования с самого его начала происходило на фоне существования ОПЕК, а теперь и ОПЕК+. Можно по-разному относиться к этому институту, но данный механизм сглаживал (не всегда, правда, эффективно и вовремя) резкие перепады биржевых цен. Особую актуальность это приобрело после того, как нефтяные фьючерсы стали популярным финансовым инструментом и на рынок нефти хлынул поток игроков с финансовых рынков. На газовых хабах влияние финансовых рынков по-прежнему выражено слабо. Но отсутствие каких-либо механизмов балансировки рынка – именно то, что лежит, на наш взгляд, в основе ценового кризиса 2019–2020 годов.

То, что на него наложился обвал нефтяных цен, – все же случайность. В отличие от нефтяного рынка, основное снижение цен на газ пришлось на период до COVID-19 и было вызвано иными факторами. Независимо от COVID-19 на мировом рынке газа в 2020–2021 годах предполагались существенный профицит предложения СПГ и дальнейшее снижение цен на региональных рынках весной-летом 2020 года. COVID-19 оказал лишь дополнительное воздействие на цены.

Обвал цен привел к восстанию из тлена идеи «Газового ОПЕК», причем определенную популярность она приобрела и в западных странах, производители которых (особенно в США) оказались обескуражены столь низкой ценовой конъюнктурой в международной торговле (это хорошо видно, например, по числу отложенных окончательных инвестиционных решений, касающихся строительства новых заводов по производству СПГ). В прямом смысле эта идея, на наш взгляд, бессмысленна и неосуществима. Повторить путь ОПЕК, начатый в 1960-е годы, невозможно, да и некому: на рынке газа нет своей Саудовской Аравии, которая могла бы за счет высокой доли в добыче и экспорте и больших свободных мощностей диктовать свои условия странам Ближнего Востока (Россия на эту роль никак не подходит, а Катар с ней по объективным причинам не справится). Страны-производители газа разобщены – Форум стран-экспортеров газа (ФСЭГ) остается пока, в сущности, совещательным органом, – хотя заметны косвенные признаки их сближения. Кроме того, в большинстве стран-экспортеров слишком велика доля внутреннего потребления в добыче и слишком мала доля «свободного» газа, не связанного долгосрочными контрактными обязательствами. В результате пока сложно представить, как производители смогут не только обеспечить, но и договориться об ограничении добычи или, что чуть легче, экспорта газа (хотя совсем исключать такую возможность мы бы не стали).

Вместе с тем вполне возможны более мягкие формы кооперации, связанные с использованием электронных торгов газом вне сложившихся хабов (подобно опыту ЭТП «Газпром экспорта», но с расширением числа продавцов), либо координация продаж свободных объемов газа на существующих площадках.

Биржевое ценообразование, то есть конкуренция «газ-газ», в условиях отсутствия каких-либо инструментов регулирования рынка – серьезный, долгосрочный и, возможно, даже основной вызов для экспорта российского газа, по крайней мере, в ближайшие 10–15 лет (за этим горизонтом могут открыться совсем другие проблемы, связанные, прежде всего, со снижением спроса на газ, особенно в Европе). Риски, порожденные этим вызовом, полностью нивелировать не удастся, но возможности, которые создает этот же вызов (спрос на инструменты электронной торговли, потенциальное сближение производителей газа в защите своих интересов), использовать не только можно, но и нужно.
скачать pdf
Читайте также :