Конкуренции в АТР не избежать

Иными словами, в последние несколько лет Россия сделала существенные шаги по диверсификации поставок природного газа за счёт частичного "разворота на Восток". С экономической точки зрения это означает возможность увеличения объёмов совокупного экспорта газа и, соответственно, валютных поступлений. С точки зрения политики географическая диверсификация усиливает влияние РФ в мире.

Для оценки перспектив отечественного газового экспорта в восточном направлении важно проанализировать сам рынок, для которого этот газ предназначен. Рассмотрим основные вехи развития регионального газового рынка АТР, обратимся к проблемным моментам в ценообразовании на природный газ и сделаем обзор возможных альтернативных механизмов ценовой привязки в рамках долгосрочных контрактов, составляющих основу региональной газовой торговли.

Объём потребления природного газа в АТР в 2013 г. был на уровне 640 млрд кубометров, что составило практически 20% общемирового показателя. АТР является крупнейшим рынком СПГ – в 2013 г. сюда направлялось 61% поставок. Сжиженный газ закупают 29 стран, в первую очередь Япония, Республика Корея и Тайвань. В средне- и долгосрочной перспективе прогнозируется дальнейший значительный рост спроса на СПГ в данном регионе.

Газовый рынок АТР является одним из трёх крупных региональных рынков природного газа наряду с европейским и североамериканским. При этом они сохраняют значительную дифференциацию не только по структуре энергобалансов, но и по сложившейся логике формирования цен, что обуславливает их разные уровни. Создание единого мирового рынка природного газа, которое недавно казалось делом ближайшей перспективы, на практике далеко от реализации.

До 2008-2009 гг. цены на природный газ в разных регионах двигались однонаправленно (во многом в результате использования механизма индексации по цене на нефть в рамках долгосрочных контрактов, используемых в Европе и АТР). Однако в 2009 г. произошёл существенный разрыв в уровнях цен на трёх региональных рынках, причем цена в АТР оказалась наиболее высокой. Причины такого разрыва – "сланцевая революция" в США и переход к конкурентному ценообразованию для значительной доли поставок газа в Европе.

В АТР в основном доминируют традиционная структура рынка и нефтяная привязка цен в контрактах, что в условиях высоких цен на нефть (до 2014 г.) приводило к формированию наиболее высоких цен среди всех регионов. В связи с этим в АТР начали активно обсуждаться новые возможные механизмы ценообразования, которые бы позволили достичь более "справедливого" уровня цен на импортируемый газ.

Таким образом, главные задачи азиатских импортёров "голубого топлива" сводятся к двум позициям. Во-первых, достижение адекватного уровня цен. Во-вторых, повышение конкуренции (в упрощённом виде это означает возможность для покупателя выбирать поставщика). Эти задачи неизбежно будут транслироваться в изменения институциональной структуры данного рынка. Аналогичный процесс наблюдался, к примеру, в Европе в период 2008-2014 г. и уже привёл к серьёзному изменению формата торговли газом. Вполне естественно, что подобные трансформации на азиатском рынке могут вызвать определённую обеспокоенность у такого крупного поставщика, как Россия.

Основные механизмы, используемые на газовом рынке АТР, – это индексация по цене на нефть и регулируемые цены. Второй способ применяется только при внутренних поставках некоторым группам потребителей, в то время как индексация по цене на нефть – как для внутренних операций, так и для трансграничных (внутрирегиональных и межрегиональных).

Большая часть природного газа в АТР продаётся в соответствии с долгосрочными контрактами. И несмотря на тенденции к укорачиванию сроков действия новых договоров, долгосрочные контракты останутся основой газового рынка АТР по крайней мере в среднесрочной перспективе.

Основные импортёры СПГ имеют высокую степень законтрактованности спроса. В период до 2025 г. с их стороны не предвидится потребности в увеличении спотовых поставок. В свою очередь, Китай и Индия  отличаются относительно невысокой долей законтрактованности спроса.

Региональные поставки газа в АТР осуществляются в подавляющем большинстве случаев в виде СПГ по долгосрочным контрактам. Поэтому именно вопросы, связанные с торговлей СПГ, являются центральными на данном рынке.

Первые контракты на импорт СПГ были заключены Японией в 1960-х годах. До нефтяных шоков 1970-х годов цена в японских контрактах фиксировалась на 15-20 лет. Однако в 1970-е годы были перезаключены основные крупные контракты, в рамках которых цена СПГ стала определяться на основе привязки к нефтяным котировкам (использовался показатель JCC – средняя цена поставляемой в Японию нефти). Наращивая импорт СПГ, Южная Корея и Тайвань в конце 1980-х годов вслед за Японией перешли на привязку к JCC. Таким образом, к настоящему времени использование JCC и S-кривой является основой долгосрочных поставок СПГ в АТР.

"Проблема JCC" заключается в том, что оспаривается экономическая обоснованность индексации цены на газ по цене на нефть. В период введения (1970-е годы) данная привязка имела практический смысл: ведущим сектором потребления газа в Японии являлась электроэнергетика, а основным конкурирующим топливом в этом секторе – нефть. В настоящее время, после серьёзных изменений в электроэнергетике, нефть и газ в подавляющем большинстве случаев используются в разных сферах  конечного потребления, и поэтому привязка более не имеет практического значения.

Ещё большие споры вызывает вопрос: на основании какой логики Корея и Тайвань, а также Китай и Индия должны привязывать цены импортируемого ими газа к средним ценам поставок нефти в Японию? Считается, что оптимальным решением этой проблемы должен стать переход на механизм конкурентного ценообразования посредством увеличения доли спотовой торговли

Полный текст читайте в №5/6 "Нефти России".