XX век часто и справедливо называется веком нефти — черное золото во многом определяло мировую политику прошлого века. В свою очередь, в текущем столетии, которое войдет в историю как "век газа", роль ключевого фактора геополитики начинает переходить к голубому топливу. При этом ход нефтяной геополитики определяли и, как следствие, становились основными бенефициарами этого процесса Соединенные Штаты (и отчасти Великобритания). И раз уж "большую нефтяную игру" сменяет "большая газовая", трудно ожидать, что США останутся в стороне.

Для нашей страны эта проблематика особенно актуальна. Достижения отечественной газовой отрасли на международной арене и политические успехи России уже давно сплелись в единое целое. С другой стороны, несмотря на то что наша страна обладает крупнейшими в мире запасами природного газа, нельзя сказать, что она определяет перспективную повестку дня на мировом газовом рынке. Во многом это связано с ориентацией исключительно на трубопроводные проекты в ущерб развитию производства сжиженного природного газа (СПГ). Но по мере эволюции торговли СПГ, отчасти напоминающей более гибкий нефтяной рынок, наши соперники на международной арене начинают себя чувствовать на газовом рынке все более и более уверенно. В то же время у России становится все меньше пространства для маневра. Конечно, влияние СПГ на международную торговлю природным газом началось уже достаточно давно. Однако за последнее время отрасль СПГ существенно "повзрослела" как в плане торгуемых объемов сырья, так и в технической части.

Долгие годы формальное преимущество СПГ перед "трубой" — гибкость поставок — на деле не играло существенной роли. Как и в случае с трубопроводным транспортом, из-за крупных вложений в соответствующую инфраструктуру поставляемые объемы сжиженного газа, как правило, законтрактовывались еще к моменту начала строительства заводов по сжижению. Но со временем доля СПГ, продаваемого по долгосрочным контрактам, начала снижаться. И хотя в настоящее время 80% СПГ продолжает поставляться по 20—25-летним контрактам, доля продаж по краткосрочным договорам (спот-поставки и контракты длительностью 1—4 года) достигла 20%. При общем объеме рынка СПГ около 300 млрд кубометров (в пересчете на газообразное топливо) сейчас это 60 млрд кубометров газа. Для сравнения: ежегодные поставки российского газа в ЕС составляют около 150 млрд кубометров.

Основным игроком на рынке краткосрочных продаж СПГ (25% от общего объема спотпоставок) является Катар, который к тому же и самый крупный в мире производитель сжиженного газа (график 1). Активность этой страны на спотовом рынке газа во многом связана с тем, что значительная часть мощностей по сжижению была ориентирована на американский рынок, но оказалась не востребована из-за североамериканской "сланцевой революции".

Кстати, именно Катар в 2009 году поставлял свободные от контрактных обязательств объемы СПГ в Европу по демпинговым ценам — примерно 120 долларов за тысячу кубометров, что едва ли покрывало расходы на производство и доставку СПГ и уж точно не позволяло получить сколь-нибудь существенной природной ренты. Правда, сейчас Доха изменила свою позицию на диаметрально противоположную. Катар активно торгуется, чтобы заключать новые контракты на максимально выгодных условиях, а кроме того, последовательно отстаивает привязку цен СПГ к нефтяным котировкам. Да и спотцены в последнее время оказываются не сильно ниже контрактных, а порой превышают их.

До конца остается неясным, чем был обусловлен демпинг Катара трехлетней давности: стремлением завоевать новые рынки или другими причинами. Не стоит забывать и о том, что на политику страны по-прежнему имеют влияние Великобритания и другие западные страны, а совладельцами заводов по производству СПГ являются крупнейшие нефтегазовые корпорации, в частности американская ExxonMobil. Так или иначе, факт остается фактом: именно с этого прецедента началось продолжающееся уже два года давление на Россию со стороны европейских импортеров с целью пересмотра формулы цены долгосрочных контрактов и на трубопроводные поставки.

Конечно, интерес импортеров покупать сырье по более низким ценам очевиден, но не меньше в этом заинтересованы и Соединенные Штаты. Не будет преувеличением сказать: действия, направленные на снижение доходов нашей страны от экспорта газа, имеют своей целью сдерживание растущего влияния России на международной арене. Тем более во второй половине 80-х годов прошлого века аналогичная стратегия в области нефтяного экспорта принесла свои плоды, внеся свою лепту в ухудшение экономической ситуации в СССР.

И в этом контексте планируемый экспорт СПГ из США оказался очень кстати. Правда, США не готовы сбивать цены на мировом рынке ценой ухудшения конкурентоспособности собственной экономики, ведь при масштабном экспорте газа внутренние цены в США могут возрасти. Хотя заявок на экспорт газа получено уже много (на объемы свыше 100 млрд кубометров газа в год!), руководство страны не торопится дать отмашку на этот рискованный шаг. Недавно стало известно, что публикация исследования, на основании которого министерство энергетики США примет решение о возможности строительства новых экспортных мощностей, оказалась перенесена с весны на конец лета. Пока разрешение на строительство получила единственная компания, Cheniere Energy. Конечно, 12—15 млрд кубометров газа, которые она будет экспортировать, существенно не изменят ситуацию ни на американском, ни на мировом рынке.

В результате вполне вероятно, что Соединенные Штаты пока ограничатся другим способом давления на мировые цены — путем создания прецедента по отвязке стоимости газа от нефтяных котировок. Стоимость американского газа, отправляемого на экспорт, вероятно, окажется существенно ниже цен, сложившихся на различных региональных газовых рынках.

Ярче всего это проявляется в Азии, где цена контрактного СПГ, как правило, привязана к нефтяной корзине JCC (Japan Crude Cocktail), отражающей структуру импорта нефтепродуктов в Японию. Так как один баррель нефти в среднем содержит 5,8 млн британских тепловых единиц (БТЕ), то 1 млн БТЕ составляет 1/5,8 = 0,17 барреля нефти. Если бы газ продавался по эквивалентной (в перечете на теплотворную способность) нефти цене, то стоимость газа (в долларах за млн БТЕ) равнялась бы стоимости нефти (в долларах за баррель) помноженной на 0,17. Но так как газ все же не такой ценный продукт, как нефть, коэффициент перевода (k) оказывается меньше 0,17, и именно за него идет основной торг при заключении долгосрочных контрактов на поставки СПГ. В настоящее время k находится на уровне 0,12—0,16 (как правило, 0,15). То есть при цене нефти в 100 долларов за баррель и k = 0,15 стоимость газа составляет 15 долларов за млн БТЕ. Так как нефть последние месяцы торгуется даже выше отметки 100 долларов, цены на азиатском газовом рынке оказываются даже выше отметки 15 долларов за млн БТЕ.

На таком ценовом фоне Соединенные Штаты заключают контракт с индийской GAIL, где основу стоимости газа составляют котировки на трубопроводном американском хабе Henry Hub, цены на котором, напомним, недавно опустились ниже отметки 2 доллара за млн БТЕ. Конечная формула цены не разглашается, однако она известна для аналогичного контракта Cheniere Energy с испанской Gas Natural Fenosa: 115% от цены Henry Hub + 2,49 доллара за млн БТЕ. Итого в нынешних ценах менее 5 (!) долларов за млн БТЕ. Правда, транспортные расходы ложатся на покупателя, зато он сам вправе определять, на какой рынок поставлять топливо. Поэтому испанская компания может в перспективе продавать американский СПГ не в Европу, а на те же азиатские, в настоящее время самые прибыльные рынки.

Конечно, к началу поставок (2016—2017 гг.) цены на Henry Hub вырастут (вероятно, до 6 долларов за млн БТЕ), да и транспортные расходы из США в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) несколько увеличивают затраты. Тем не менее даже с этими оговорками выгода покупателя как минимум в несколько долларов за млн БТЕ очевидна. И хотя возможно, что несколькими контрактами (в сумме всего на 15 млрд кубометров газа) американский экспорт СПГ и ограничится, азиатские покупатели уже ссылаются на возникший прецедент при обсуждении условий новых контрактов на поставки сжиженного газа. Добавим к этому, что "Газпром" недавно заявил о намерении начать в ближайшие годы поставки СПГ в Индию.

В техническом плане отрасль СПГ тоже не стоит на месте. Здесь можно отметить массовое строительство супертанкеровгазовозов, позволяющих заметно снизить расходы на транспортировку сжиженного газа. С другой стороны, постепенно развивается отрасль "мини-СПГ", позволяющая оперировать небольшими объемами сырья — для использования в качестве транспортного топлива или на ТЭС на отдаленных островных территориях. Но если же говорить о повышении гибкости рынка СПГ, то наиболее существенным фактором в техническом плане стало появление плавучих терминалов по регазификации газа (FSRU). Спрос на подобные установки возрастает. Если ранее под плавучие терминалы модифицировались обычные СПГ-танкеры, на которые устанавливалось оборудование по регазификации, то недавно (по заказу Hoegh LNG) началось строительство трех оригинальных установок FSRU. При использовании подобной установки СПГ переваливается из танкера-газовоза на FSRU. Там и проходит перевод СПГ в газообразную форму, после чего по "обычному" газопроводу природный газ достигает берега. Хотя по сравнению со стационарным терминалом по приему СПГ использование FSRU может оказаться несколько дороже, он обладает очевидными преимуществами. Во-первых, не нужно ждать несколько лет, необходимых для строительства терминала. Если свободная плавучая установка есть на рынке, можно арендовать ее и в кратчайшие сроки получить доступ к альтернативному источнику газовых поставок. К слову сказать, именно этот вариант планирует реализовать Литва, снизив при этом объем закупок российского газа.

С другой стороны, использование FSRU может быть удобно и в том случае, если страна-импортер заинтересована в импорте СПГ в течение небольшого периода времени. В таком случае можно арендовать плавучий терминал на этот срок, в то время как строительство стационарного терминала подразумевает длительный период окупаемости.

Плавучий терминал СПГ может появиться и в Пакистане. Как известно, страна испытывает острый дефицит газа и нуждается в срочном появлении импортных поставок. И хотя существует альтернативный проект получения трубопроводного газа из Ирана (если он будет реализован, то строительством трубопровода займется "Газпром"), Соединенные Штаты по очевидным причинам лоббируют вариант с импортом сжиженного газа.

Еще один фактор гибкости в СПГ-индустрии, о котором пока еще рано говорить как о тренде, — возможное появление плавучих заводов по сжижению газа. О начале реализации первого подобного проекта в прошлом году объявила компания Shell. Ресурсной базой завода станет австралийское месторождение Prelude. Так как такой СПГ-завод может "переплывать" после исчерпания месторождения на новое место, то с его помощью можно рентабельно добывать газ на небольших или отдаленных морских месторождениях, когда прокладка подводного газопровода до находящегося на суше завода по сжижению оказывается экономически неоправданной.

В ближайшие годы на мировом рынке будут появляться все новые и новые газовые потоки. К примеру, Иран, обладающий вторыми по величине запасами газа, пока еще практически не реализует свой экспортный потенциал, продавая всего 8 млрд кубометров газа в год. В свою очередь, Китай намерен за десятилетие утроить потребление голубого топлива, а рост спроса в значительной мере будет обеспечиваться импортом, в том числе и в виде сжиженного газа.

При этом на страны АТР придется не только новый спрос, но и основное увеличение экспортных мощностей. Два старейших крупных производителя СПГ — Малайзия и Индонезия — постепенно сдают свои позиции, но на их место заступает Австралия. Хотя пока в стране функционирует всего два завода, сразу несколько проектов находятся на разных стадиях строительства и согласования. Если все пойдет по графику, то уже к 2020 году австралийские мощности СПГ вырастут с 20 до 100 млн тонн (!), а страна станет самым крупным производителем СПГ, обойдя даже Катар (77 млн тонн). Напомним, Доха заявила, что в ближайшее время не планирует строительство новых заводов по сжижению.

К сожалению, несмотря на успехи трубопроводных газовых проектов, в области СПГ наша страна находится в непростой ситуации. Пока по-прежнему функционирует единственный завод на Сахалине. Это производство было построено в сотрудничестве с Shell, а сами мы не обладаем технологиями по крупнотоннажному сжижению газа. Еще как минимум два завода (также в сотрудничестве с иностранными компаниями) запланированы: один — на Ямале, второй — с ресурсной базой Штокмановского месторождения. В обоих случаях себестоимость СПГ будет достаточно высокой даже в условиях налоговых льгот и вероятной нулевой экспортной пошлины, что усложняет конкуренцию будущего российского СПГ на мировых рынках. Также возможно строительство нового завода на Сахалине.

Наконец, с Катаром, ключевым партнером по Форуму стран — экспортеров газа (ФСЭГ, прообраз будущей "газовой ОПЕК"), последнее время наблюдаются очевидные проблемы во взаимоотношениях, а роль самого ФСЭГ пока ограничивается лишь декларациями.

Впрочем, означенные проблемы не повод для отчаяния. Во-первых, позиции трубопроводного газа в Европе у России по-прежнему сильны. А по оценкам ассоциации газовой индустрии Cedigaz, которую трудно упрекнуть в ангажированности, доля российского газа в энергопотреблении ЕС к 2020 году вырастет до 31% по сравнению с 23% в 2010 году (а в абсолютных значениях рост будет еще больше). Другое дело, что необходимо не допустить существенного падения цен на газ и пересмотра формулы цены. Для этого важно, чтобы не было демпинга со стороны других производителей. И в этом ключе позиция того же Катара, старающегося последнее время получать максимальную цену за свое сырье, оказывается полностью созвучна с российской. Австралийский газ также не является серьезным конкурентом, так как его производство (преимущественно из шахтного метана) является достаточно затратным, что в принципе исключает возможность демпинга.

Что касается завоевания новых рынков, то здесь преждевременно сбрасывать со счетов поставки в Китай (и трубопроводные, и СПГ). Хотя Пекин остается сложным переговорщиком по формуле цены, очевидный плюс возможных российских поставок — надежность. Китай, по всей видимости, до недавнего времени был настроен преимущественно на австралийский СПГ. Но в последнее время политический контекст стал меняться — США начали проводить политику "сдерживания" Поднебесной, смещая область своего военного присутствия с Ближнего Востока в АТР. В планах — создание де-факто "антикитайского союза" с Японией и Индией, а возможно, и с Австралией. В подобных обстоятельствах будет не удивительно, если Пекин как минимум частично пересмотрит ставку на австралийский газ в пользу других экспортеров.

Определенное пространство для маневра пока остается, но в любом случае это не повод игнорировать объективно возникающие тенденции в торговле газом, таким образом уже сейчас сужая это пространство в будущем. Необходимо попытаться реализовать и соответствующие технологические задачи в сфере СПГ, нужна четкая координация внешнеполитической стратегии с возникающими коллизиями на мировых газовых рынках. В против ном случае наша страна упустит не только сжиженный газ, но и лидирующие позиции на всем глобальном газовом рынке и, как следствие, мощный рычаг влияния на всю мировую политику.