Анализ региональных рынков природного газа

Североамериканский рынок является крупнейшим газовым рынком в мире. Рынок региона состоит всего из трех государств – Канада, США и Мексика. Основным игроком являются Соединенные Штаты Америки (80% потребления), но при этом они зависят от поставок трубопроводного газа из Канады, которая на сегодняшний день является крупным нетто-экспортером. Чистый экспорт канадского газа южным соседям в 2014 году составил 60 млрд. кубометров (37% собственной добычи).

Кроме того, по сравнению с серединой 2000-х, то есть до начала сланцевого бума, почти на 40% увеличились доказанные запасы газа на североамериканском континенте, что способствует повышению надежности обеспечения внутреннего рынка газом собственными ресурсами на долгосрочную перспективу.

Таблица 7 – Газ на североамериканском рынке, млрд. кубометров[15]

Главное отличие североамериканского рынка от другого крупного центра потребления – Европы – это традиционно высокий уровень самообеспечения ресурсами. Внешние поставки никогда не имели серьезного значения для Северной Америки. Чистый импорт газа за всю историю не превышал 22 млрд. кубометров в год (показатель 2007 года), или 2-3% от годового потребления.

Таблица 8 – Газовый рынок США, млрд. кубометров[16]

В результате часть операторов регазификационных терминалов подали заявки в регулирующие органы США на перестройку мощностей в заводы по производству и экспорту СПГ. Один из терминалов, принадлежащий Excellerate Energy, был разобран. Два из подавших заявки на право экспорта – Sabine Pass и Freeport в Мексиканском заливе – получили соответствующие разрешения от Департамента энергетики США. Их планируемая мощность 18 и 13 млн. т в год соответственно. Начало поставок запланировано на 2015-2016 годы.

Резкий рост собственной добычи оказался настолько неожиданным даже для американских потребителей, что внутренний спрос не успевал за стремительно расширяющимся предложением (отчасти из-за инерции, нехватки инфраструктуры сбыта). А отсутствие возможностей для немедленной организации экспорта газа сформировало устойчивый профицит газа и падение спотовых цен на него. В 2013-2014 годах средняя цена газа на споте в Henry Hub была вдвое ниже, чем в 2005 году – на уровне около 150 долл. за тыс. кубометров.

В начале 2015 года обвал цен продолжился, в апреле они достигали 70 долл. за тыс. кубометров и все первое полугодие держались ниже 90 долл.

Вопрос о том, каковы конечные затраты на добычу сланцевого газа в США и при какой цене инвестиции в этот бизнес приносят прибыль, пока остается без ответа. Согласно существующим исследованиям, общие затраты на тыс. кубометров газа составляют от 2 до 9 долл. за млн. (или от 70 до 320 долл. за тыс. кубометров на скважине). Средние показатели соответственно могут находиться в районе 200 долл. за тыс. кубометров.

Пока из-за необходимости выполнять лицензионные и кредитные обязательства, а также благодаря высоким ценам на газовый конденсат (которые позволяют субсидировать разработку ресурсов жирного газа) общая добыча газа в США продолжает расти. Но темпы постепенно замедляются, поскольку развитие добычи при низких ценах коммерчески непривлекательно для инвесторов, и в ближайшие 2-3 года рост прекратится, пока рынок не придет в равновесие. В 2012-2013 годах месячная добыча газа в США колебалась на уровне 48 млрд. кубометров в год, затем был бурный рост до 55 млрд. кубометров к концу лета 2014-го. И с тех пор месячная добыча держится на этом уровне, не считая провала в феврале, когда она снизилась до 53 млрд. кубометров.

Европейский рынок газа (с учетом не входящих в ЕС Норвегии, Швейцарии, Турции и республик бывшей Югославии) за последние 20 лет совершил еще более впечатляющий рывок вперед. По сравнению с 1990 годом потребление газа увеличилось почти вдвое (на 84%) к 2005-му. И этот уровень с тех пор выдерживается, за исключением 2009 и 2011 годов, когда из-за мирового финансово-экономического кризиса и обострения кризисных явлений в Еврозоне спрос снижался на 10%.

Пик потребления был достигнут в 2005 году не случайно. На протяжении 90-х годов прошлого века европейский рынок развивался в достаточно комфортных политических и экономических условиях. Собственная добыча стран ЕС в Северном море и поставки из Норвегии обеспечивали большую часть растущих потребностей. Хотя доля импорта из России и Северной Африки за 10 лет выросла с 30 до 39%, политические опасения относительно роста зависимости от внешних поставщиков были не очень сильны. Кроме того, относительно низкая стоимость нефти позволяла импортировать газ по ценам в пределах 80-100 долл. за тыс. кубометров.

Таблица 9 – Европейский* рынок газа, млрд. кубометров[17]

*ЕС-27, Норвегия, Швейцария, республики бывшей Югославии и Турция

Можно выделить два главных события в добыче газа в Европе за последние 20 лет. Это резкий рост производства в британском секторе Северного моря в 90-е годы (с 45 млрд. кубометров до 108 млрд.) и такое же стремительное падение в 2000-х годах. По итогам 2011 года в Великобритании было добыто всего 45 млрд. кубометров. Второе событие – разработка норвежского шельфа, где добыча за 20 лет увеличилась в 4 раза до 100-105 млрд. кубометров, что позволило отчасти сократить энергозависимость от импорта из других регионов.

Эти процессы, наряду с ценовым ралли (цены по долгосрочным контрактам, которые обеспечивают львиную долю поставок, колебались в пределах 300-400 долл. за тыс. кубометров) и ухудшением ситуации с обеспечением собственными газовыми ресурсами во второй половине 2000-х годов (с 2005 года по 2014-й добыча в Европе даже с учетом Норвегии снизилась на 50 млрд. кубометров, а зависимость от импорта превысила 50%), привели к достаточно печальному для рынка природного газа в Европе результату – стагнации спроса. Хотя, согласно всем предыдущим прогнозам, ожидалось сохранение темпов роста потребления по крайней мере на 1-2% в год.

Финансово-экономический кризис и высокие цены на импортный газ несколько притормозили рост спроса в Турции во второй половине 2000-х годов, но не остановили его. Более того, в 2014 году рост экономики привел к тому, что и газовый рынок увеличился сразу на 25%, а доля газа в энергобалансе впервые превысила 30%.

Таблица 10 – Развитие газового рынка в Турции, млрд. кубометров[18]

С распадом Советского Союза крупнейший на тот момент рынок газа обвалился и фрагментировался. Экономические проблемы и физическое разделение созданной при СССР Единой системы газоснабжения привели к достаточно резкому падению и совокупной добычи, и собственного потребления.

Таблица 11 – Газовый баланс в бывших республиках СССР, млрд. куб[19]

Но за 20 лет постсоветской истории добыча в регионе полностью восстановилась и даже превысила показатели 1990 года. Причем произошло это еще в 2008 году, накануне глубокого финансово-экономического кризиса мирового масштаба. Все традиционные производители, за исключением Туркменистана и Украины, в 2014 году добыли газа больше, чем в последний год существования СССР. Узбекистан увеличил производство на 20 млрд. кубометров, Россия – на 17 млрд., Казахстан – на 10 млрд., а Азербайджан – на 5 млрд.

Еще один крупный мировой центр добычи – Ближний Восток – обладает крупнейшими запасами природного газа и демонстрирует высочайшие темпы прироста производства. С 1990 года добыча увеличилась более чем в 5 раз. За эти 20 лет на базе расположенного в водах Катара и Ирана месторождения «Северный купол» (по иранской версии – «Южный Парс») при помощи ExxonMobil и ряда других транснациональных нефтегазовых корпораций создан крупнейший в мире экспортер сжиженного природного газа. Из 120 млрд. кубометров экспорта за пределы Ближнего Востока около 100 млрд. кубометров приходится на катарский СПГ, который занимает около 30% мирового рынка сжиженного газа.

Но Ближней Восток – это не только источник экспорта СПГ мирового класса, но и динамично растущий рынок потребления. В 6 раз вырос спрос на газ в Иране, втрое – в Саудовской Аравии, в ОАЭ, Катаре и Кувейте – в четыре раза. В 2000-х годах потребление каждые 5 лет увеличивалась на 100 млрд. кубометров, и за последний год прирост составил 26 млрд. кубометров. Аналогичные показатели были только на североамериканском рынке.

Таблица 12 – Ближневосточный газ, млрд. куб.[20]

* с целью избежать двойного счета запасов месторождения «Северный купол» и «Южный Парс» общие запасы региона дисконтированы на 20 трлн. кубометров

Африка, в отличие от Ближнего Востока, развивает собственный рынок гораздо медленнее. Скорее можно сказать о двух-трех газовых странах на континенте при практически нулевом развитии рынка природного газа в остальных. Около 80 млрд. кубометров (75%) потребляют два крупнейших производителя - Алжир и Египет. Главная африканская экономика – ЮАР – потребляет всего 4 млрд. кубометров газа (менее 3% в энергобалансе).

Основными производителями и экспортерами, наряду с Алжиром и Египтом, являются также Нигерия и Ливия (в 2014 году из-за гражданской войны резко обвалилась добыча в этой стране).

Таблица 13 – Африканский рынок газа, млрд. кубометров[21]

Следует отметить, что Африка стояла в авангарде использования передовых газовых технологий – первый крупнотоннажный завод по производству СПГ и дальнемагистральный морской газопровод из Алжира в Италию по дну Средиземного моря. Сейчас Алжир является единственным в мире экспортером газа со сбалансированной структурой экспорта по трубе и в виде СПГ. У него нет перекоса в сторону трубы или СПГ, как у других крупных экспортеров.

Азиатский рынок газа считается самым перспективным. Доля газа в энергобалансе остается крайне низкой (всего 11%), несмотря на то, что регион занимает 60% мирового импорта СПГ и 30% производства сжиженного газа. Чистый импорт постепенно растет, но темпы роста потребления газа опережают ближневосточные. В 90-е годы каждые 5 лет прирост составлял 60 и 80 млрд. кубометров, в 2000-е – уже 100 и 160 млрд. кубометров, а в прошлом году спрос увеличился еще на 30 млрд. кубометров. При этом доля газа в общем энергобалансе изменилась незначительно – с 8% до 11% за 20 лет.

Таблица 14 – Газ в Азии, млрд. кубометров[22]

Основными рынками газа в Азии являются Китай, Индия и рынок СПГ, возглавляемый Японией и Южной Кореей. При этом Пекин и Дели присоединились к клубу потребителей сжиженного газа лишь во второй половине 2000-х годов.

В то же время постепенно снижается доля Азии в мировой торговле СПГ. Если в 1990 году три четверти производства и поставок происходило в этой части света, то в прошлом году на АТР пришлось 63% сбыта, а доля в мировом производстве упала в два с половиной раза (до 30%).

Таблица 15 – Азиатский рынок СПГ, млрд. кубометров[23]

Рисунок 3 – Производство СПГ по регионам, %[24], 2010 год

Рынок газа в Китае, который в 2010 году стал мировым лидером в потреблении энергоресурсов, опередив США, развивается высокими темпами. Но доля газа в энергобалансе страны по-прежнему ничтожна (менее 5%). Более того, вплоть до 2009 года более 90% внутренних потребностей обеспечивалось за счет собственной добычи. Но уже по итогам прошлого года доля импорта почти достигла 25%.

Таблица 16– Китайский рынок газа, млрд. кубометров[25]

Высокая доля собственной добычи газа, с одной стороны, позволяла держать на внутреннем рынке низкие регулируемые цены, а с другой, значительно ограничивает возможности по развитию потребления за счет импорта. Сейчас правительство Китая начало эксперимент по либерализации цен на внутреннем рынке (citygate prices) в нескольких провинциях, привязав их к стоимости дизельного топлива. Впоследствии экспериментальная модель может быть распространена на всю страну, что сделает китайский рынок более привлекательным для экспортеров газа.

Аналогичные процессы идут и на рынке природного газа Индии, обладающей тоже достаточно высоким потенциалом роста потребления. Эта страна, так же как и Китай, старалась развивать спрос на базе собственной добычи. Их также объединяет слишком большая доля угля в энергобалансе, которую их экономики уже не могут выдержать – это и трудности с перевозкой угля, и экология. Сначала разработка блоков в Бенгальском заливе обещала поддержание доли импорта на уровне 10-15%. Но в 2014 году неожиданно случился обвал добычи на самом крупном блоке бассейна Кришна-Годавари с запасами более 1 трлн. кубометров. Вместо запланированного роста Индия потеряла 10% добычи, а рост потребления прекратился. Но, несмотря на это, доля импорта сразу подскочила почти до 30%.

Таблица 17 – Рынок газа Индии, млрд. кубометров[26]

Дальнейший рост спроса возможен только за счет активного наращивания поставок извне. К ресурсам трубопроводного газа у Индии на сегодняшний день доступа нет, хотя она вела переговоры с Ираном о строительстве газопровода через Пакистан и пытается договориться с Туркменистаном по проекту Трансафганского газопровода. Но оба проекта крайне сложны с военно-политической точки зрения, поэтому наиболее реальный вариант – активная работа на рынке сжиженного природного газа.

Латиноамериканский рынок газа развивается достаточно изолированно. Собственная добыча полностью покрывает внутренний спрос. Основными производителями являются Аргентина, Тринидад и Тобаго, а также Венесуэла, причем в Аргентине началось падение добычи, Тринидад вышел «на полку», и, только у Каракаса имеются значительные неразрабатываемые ресурсы традиционного газа. Постепенно растет добыча в Бразилии и Боливии.

Вплоть до начала 2000-х годов (и начала производства СПГ в Тринидаде и Тобаго) регион не имел ни экспорта, ни импорта. Два года назад появился еще один экспортный терминал в Перу на 4,5 млн. т в год.

Таблица 18 – Газовый рынок в Латинской Америке, млрд. кубометров[27]

Доля газа в энергобалансе достигла среднемирового показателя в 22%. При этом постепенно развивается инфраструктура по приему СПГ, построены регазификационные терминалы в Аргентине, Бразилии, Чили, Доминиканской Республике и Пуэрто-Рико. Пока они получают сжиженный газ в основном из Перу и Тринидада, но в перспективе это может способствовать интеграции латиноамериканского рынка в мировую торговлю газом.