Южнокорейская Korea Gas Corp (Kogas) собирается оспорить условия долгосрочного контракта с оператором проекта North West Shelf на поставку сжиженного газа. Со ссылкой на представителя Kogas агентство Reuters сообщило, что претензии корейской компании коснутся в первую очередь стоимости поставок. Контракт, ставший предметом спора, был рассчитан на 13 лет, истек в 2016 г. и продлен не был. Соглашение предусматривало поставку 0,5 млн т СПГ в год. Это немного, если смотреть на весь импорт сжиженного газа Южной Кореей, — не более 1,5% в 2016 г. Но сам факт доведения ценового спора до арбитража может стать прецедентом и определить развитие торговли СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР).

"Корейцы, почти на 100% зависящие от импорта газа, подошли к вопросу очень осторожно и для эксперимента выбрали закончившийся контракт с North West Shelf, причем добычными активами этой компании Kogas не владеет, — говорит директор по исследованиям Vygon Consulting Мария Белова. — Единственное, чего может добиться Корея, — ретроактивных платежей, если суд признает существовавший на момент действия контракта уровень цен несправедливым".

Но азиатский рынок в целом может получить новый для себя инструмент переговоров с поставщиками, обращает внимание Белова.

"Азиатские импортеры традиционно предпочитали избегать судебных разбирательств с поставщиками по поводу долгосрочных контрактов. Но рынок не стоит на месте — он меняется", — цитирует Reuters Джеймса Тэвернера из IHS Markit. "Решать спорные вопросы на понятийном уровне предпочитают в первую очередь китайские компании. Южная Корея или Япония в решении бизнес-вопросов гораздо более склонны к заимствованию европейских или американских практик", — не соглашается руководитель программы "Россия в Азиатско-Тихоокеанском регионе" Московского центра Карнеги Александр Габуев.

Сейчас на страны АТР приходится около 70% всей торговли сжиженным газом в мире (по данным IGU). Традиционно большую его часть приобретают Япония и Корея, в четверку крупнейших потребителей входят также Китай и Индия. К 2040 г. потребление газа в регионе вырастет почти вдвое и достигнет 1472 млрд куб. м в год, прогнозирует Международное энергетическое агентство (МЭА). 71,5% этого роста, в первую очередь за счет увеличения закупок СПГ, обеспечат Китай и Индия, предполагают аналитики МЭА. Ожидаемый в первой половине 2020-х гг. почти полуторакратный избыток производственных мощностей (оценка IGU) подталкивает покупателей к пересмотру уже существующих соглашений.

"Японская Tokyo Gas больше не намерена заключать контракты, включающие запрет на реэкспорт. В настоящее время определяется порядок пересмотра 12 имеющихся у нее соглашений. Индийской Gail удалось изменить условия контракта на поставку СПГ с "Газпромом", идут переговоры с американской Cheniere. Опять-таки индийская Petronet пересмотрела соглашения с катарской RasGas и американской ExxonMobil, а китайская PetroChina — с Qatargas", — перечисляет Белова. Все это было сделано в досудебном порядке, обращает она внимание: "Тяжба Kogas с австралийцами — первая ласточка арбитражного разбирательства".

"Азиатские рынки сейчас находятся в том же положении, что и европейский газовый рынок 10 лет назад", — считает Маджид Кюблер из Team Consult (цитата по Reuters). После падения спотовых котировок в конце 2000-х европейские покупатели начали массово требовать пересмотра контрактов, в которых цена газа была привязана к нефтяной корзине. Часть споров улажена поставщиками и потребителями в досудебном порядке. Другие, например иск польской PGNiG к "Газпрому", до сих пор предмет рассмотрения в стокгольмском арбитраже.

"В результате цены на газ в Европе снизились, а рынок стал более конкурентным. Вероятно, то же самое случится и в Азии", — делится мнением директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко.

Газовые рынки стран АТР с опозданием почти в 20 лет относительно рынка континентальной Европы приступили к процессу либерализации, считает Белова. "Результатом станет рост конкуренции между местными компаниями за потребителей, что будет происходить на фоне избытка предложения СПГ на глобальном рынке. Поэтому уже сейчас азиатские компании меняют свою контрактную политику", — отмечает она. Попытка Kogas оспорить условия долгосрочного контракта на поставку СПГ — симптом перехода от ситуации "рынок продавца" к ситуации "рынок покупателя", констатирует Маринченко.

Судебное разбирательство, инициированное Kogas, может негативно сказаться на австралийских СПГ-проектах. При более низких ценах они, вероятно, смогут покрывать операционные издержки и обслуживать кредиты, но дивиденды и возврат займов от акционеров в ближайшее время будут под большим вопросом. "Американским производителям газа ситуация может быть на руку — с точки зрения возможного роста присутствия в регионе. Но и им, и трейдерам не позволит генерировать прибыль, на которую они, возможно, рассчитывали", — предполагает Маринченко.

Российским компаниям возможное падение цен на сжиженный газ в странах Азии тоже ничего хорошего не обещает. Уменьшение "азиатской премии" может привести к росту поставок СПГ в Европу. "В этом случае "Газпрому" придется проводить еще более гибкую ценовую политику, чтобы защитить свою долю европейского рынка", — считает Маринченко. А "Новатэку" падение цен в Азии может усложнить заключение долгосрочных контрактов для проекта "Арктик СПГ-2", которые очень важны для существования проекта, обращает внимание Маринченко. "Портфель контрактов всегда служит дополнительным фактором комфорта для банков, предоставляющих финансирование, — продолжает Маринченко. — Сейчас это особенно важно, если помнить, что "Новатэк" находится под санкциями".

"Конкуренция за рынки сбыта при избытке предложения, умноженная на волну пересмотров действующих контрактов, может привести к снижению цен на газ в АТР. Если местные котировки упадут ниже $6 за 1 млн т нефтяного эквивалента, даже дополнительная господдержка может не помочь окупить инвестиции планируемого к строительству проекта "Арктик СПГ-2", — заключает Белова.

Артур Топорков

К концу 2018 г. США могут стать крупнейшим производителем нефти в мире, обогнав не только Саудовскую Аравию, но и нынешнего лидера — Россию, прогнозирует Международное энергетическое агентство (МЭА). Конкретных цифр оно не приводит. В январе МЭА сообщало, что добыча в США в 2018 г. составит 10,4 млн барр. в сутки.

Добыча нефти в России в январе составила 10,9 млн барр. в сутки, передавал "Интерфакс" данные ЦДУ ТЭК. Управление энергетической информации США пока опубликовало итоговые данные за ноябрь — 10 млн барр. в сутки (предварительная оценка за декабрь — 10,1 млн барр., за январь — 10,2 млн барр.). Это исторический максимум — выше даже рекорда 1970 г. и выше показателя Саудовской Аравии (в январе — 9,977 млн барр. в сутки, данные ОПЕК).

Если вместе с нефтью учитывать и добычу газового конденсата, США уже давно обогнали Россию: в 2016 г. Россия добывала 11,3 млн барр. жидких углеводородов в день, а США — 12,5 млн, говорит директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко.

Рост добычи в США — основной фактор, который будет влиять на мировой рынок нефти в 2018 г., прогнозирует МЭА. Только за три осенних месяца добыча нефти в США выросла на колоссальную величину — 846 000 барр. в сутки — и продолжает увеличиваться под влиянием возросших цен и снижающихся запасов нефти в стране, пишет агентство.

Начало 2018 г. напоминает ситуацию первой волны роста добычи сланцевой нефти в США, когда в начале десятилетия благодаря росту цен на нефть производители добились больших успехов, но в 2014 г. со снижением стоимости сырья были вынуждены сменить стратегию. "Сейчас, резко снизив расходы, американские производители переживают вторую волну роста, настолько невероятную, что в 2018 г. рост добычи может быть равен росту глобального спроса", — пишет МЭА. По его прогнозу, спрос может вырасти на 1,4 млн до 99,2 млн барр. в сутки. По оценке аналитика "Сбербанк CIB" Валерия Нестерова, себестоимость добычи в США — $45-50/барр.

"Это отрезвляющая мысль для тех производителей, которые в настоящее время закрыли производственные мощности и сталкиваются с новым вызовом, который касается [сохранения] доли на рынке", — говорится в обзоре. Изменилась также схема торговли. Недавняя отгрузка конденсата из США в ОАЭ еще несколько лет назад была невероятным событием, теперь это похоже на картину будущего, указывает агентство.

До конца 2018 г. действует соглашение ОПЕК и 11 других производителей нефти. Они договорились ограничить предложение, сохранив добычу на уровне октября 2016 г. Так, Россия обязалась добывать не более 10,9 млн барр. нефти в сутки (сокращение на 300 000 барр. в сутки). Остальные страны — участники сделки должны сократить добычу на 1,5 млн барр. в сутки. Это нужно, чтобы сбалансировать спрос и предложение на рынке, не раз заявлял министр энергетики России Александр Новак. По его словам, к концу 2017 г. рынок более-менее стабилизировался. Признает это и МЭА: сделка ОПЕК+ почти ликвидировала избыток нефти на рынке. Но есть риск, что добыча нефти на сланцевых месторождениях будет расти, предупреждает агентство. Новак же считает, что в ближайшие 20 лет нужно будет увеличить добычу на 20 млн барр. в сутки для компенсации выпадающей добычи и еще на 10 млн, чтобы соответствовать росту спроса на нефть. "Никакая сланцевая добыча этого не сможет", — сказал министр (цитата по "Интерфаксу").

В среднесрочной перспективе рост добычи сланцевой нефти в США может закрыть основную часть дополнительного спроса, что поставит под сомнение возможность участников ОПЕК+ контролировать цены, отмечает Маринченко: "Добыча продолжит расти. На это указывает рост количества буровых установок, количества пробуренных скважин и увеличение их эффективности благодаря внедрению инновационных решений". По данным на январь 2018 г., в США было пробурено 1246 скважин, введено в эксплуатацию 1125. Всего в стране 7609 скважин пробуренных, но не законченных.

Во вторник после публикации отчета МЭА нефть Brent дешевела. К 18.40 мск ее стоимость снизилась на 0,86% до $62,05/барр. Рост сланцевой добычи в США может привести к тому, что цены вернутся в коридор $50-60/барр., считает Маринченко: "При такой цене большинство американских нефтедобытчиков чувствуют себя вполне комфортно. А прекращение действия сделки ОПЕК+ и возвращение картеля к политике неконтролируемой добычи после 2018 г. может обвалить цены еще ниже".

Если сделка ОПЕК+ не будет продлена в следующем году, у России есть возможность увеличить добычу к 2021 г. до 11,79 млн барр. в сутки, считает Нестеров. Российские нефтяные компании надеются, что ограничения будут сняты. Сценарий, при котором участники ОПЕК+ пойдут на большее сокращение добычи нефти, фантастический, говорил недавно гендиректор "Газпром нефти" Александр Дюков: "Мы будем все-таки надеяться, что будет увеличение квот на добычу. Вы видите, что спрос растет, растет и цена. Рынок уже близок к стабилизации, поэтому, если исходить из того, что мы видим сейчас, я допускаю такой сценарий" (цитата по "Интерфаксу"). Выход из сделки может занять от двух до пяти месяцев, говорил Новак. Следующая встреча участников ОПЕК+ планируется в июне 2018 г.

Галина Старинская, Виталий Петлевой

В ближайшие дни "Газпром" отметит 25-летний юбилей: 17 февраля 1993 года государственный концерн постановлением правительства был преобразован в российское акционерное общество (РАО). Так завершилась трансформация советского Министерства газовой промышленности в самостоятельную хозяйственную единицу, при этом за четверть века "Газпром" стал излюбленным объектом критики российских и зарубежных экспертов.

В 90-е сильный резонанс в обществе имел закрытый характер приватизации монополии. На продажу за ваучеры были выставлены 28,7% ее акций, однако приобрести их могли жители лишь тех регионов, в которых проводились чековые аукционы (в 61 из 89 субъектов РФ). Еще 15% акций было зарезервировано за топ-менеджерами компании, 5,2% — за гражданами, прописанными в Ямало-Ненецком автономном округе, и только 10% — за потенциальными зарубежными инвесторами. При этом из 40% акций, оставшихся в руках государства, 35% было передано в управление Рему Вяхиреву, тогдашнему председателю правления "Газпрома". По трастовому договору, заключенному в 1994 году, у Вяхирева в течение двух лет был опцион на выкуп 30% акций по номиналу (71 млрд неденоминированных рублей), то есть за 15 млн долл. по тогдашнему курсу, притом что рыночная стоимость 30-процентного пакета в 1996 году составляла 2,4 млрд долл. (данные "Газпрома").

В нулевые на фоне растущих сырьевых цен "Газпром" начал интенсивно скупать активы. К примеру, в 2005 году монополия приобрела "Сибнефть", в 2006-м — 50% и одну акцию Sakhalin Energy, оператора проекта "Сахалин-2", а в 2007-м — "Салаватнефтеоргсинтез", ведущее нефтехимическое предприятие Башкирии. К числу сделок, совершенных в этот период, также относится покупка имущества Каунасской ТЭЦ (2003 год) и акций "Мосэнерго" (2004 год), ставшей после реформы РАО ЕЭС одной из крупнейших генерирующих компаний России. Всего за 2003-2007 годы на приобретение активов "Газпром" потратил 32,1 млрд долл., тогда как на инвестиции в добычу газа — 18,5 млрд долл. (подсчеты Института энергетической политики, ИЭП). Следствием стал растущий разрыв между поставками монополии в России и внутренним спросом на газ: если в 2003 году, по оценке ИЭП, он составлял 13,2 млрд куб. м (313,8 млрд куб. м против 327 млрд), то в 2006-м — уже 50,7 млрд куб. м (301,3 млрд куб. м против 352 млрд).

Наступивший вскоре кризис смягчил проблему дефицита газа: если за 2000-2008 годы его потребление в России увеличилось на 18%, то за 2008--2016 годы снизилось на 6%. Но при этом очевидной стала жесткость ценовой политики "Газпрома", из-за чего компания утратила позиции в ближнем зарубежье: за 2011-2016 годы поставки в республики бывшего СССР сократились более чем вдвое — с 81,7 млрд куб. м до 33,2 млрд. В России монополия продает газ по фиксированным тарифам, из-за чего ее постепенно вытесняют независимые производители: за тот же период продажи "Газпрома" внутри страны снизились на четверть — с 280,7 млрд куб. м до 214,9 млрд. Экспорт в дальнее зарубежье, наоборот, суммарно вырос, однако произошло это благодаря радикальному смягчению ценовой политики, что с неизбежностью отразилось на рентабельности: за 2014-2016 годы поставки в Европу (включая Турцию) увеличились более чем на 40% (со 159,4 млрд куб. м до 228,3 млрд), при этом средняя цена реализации газа сократилась вдвое, а выручка от продаж — почти на треть.

В последние годы "Газпром" почти полностью "проспал" революцию в области сжижения природного газа. Единственным ее крупным СПГ-активом остается завод на Сахалине, строить который начали Shell, Mitsui и Mitsubishi — контрольную долю в проекте монополия выкупила в декабре 2006 года, когда его зарубежные участники уже законтрактовали большую часть экспортных поставок. С тех пор "Газпром" заявил не один СПГ-проект (Штокмановский СПГ, третья очередь СПГ-завода на Сахалине, Балтийский СПГ, "Владивосток СПГ"), но все они так и остались на бумаге. Де-факто компания предпочла им трубопроводные проекты, хотя для них нередко были характерны политические риски (как в случае с "Южным потоком", приостановленным из-за сопротивления Еврокомиссии), а их рентабельность вызывала вопросы: так, "Сила Сибири" окупится, лишь если цена газа на границе с Китаем составит 360-400 долл. за 1 тыс. куб. м — это вдвое выше средней цены экспорта "Газпрома" в Европу за первые девять месяцев 2017 года.

При этом для "Газпрома" установлен мягкий налоговый режим. К примеру, в 2016 году эффективная ставка НДПИ на газ для "Газпрома" составляла 21,9 долл. за 1 тыс. куб. м, тогда как "Роснефть" с каждой тонны добытой нефти уплачивала в среднем 75,7 долл. Тогда же монополия направила на дивиденды лишь 20% чистой прибыли по МСФО, а не 50%, как того требовал Минфин.

Национальное достояние на поверку оказалось неэффективной монополией с падающей добычей и раздутым штатом: за 2011-2016 годы численность сотрудников "Газпрома", по данным самой компании, выросла на 16% (с 404,4 тыс. до 467,4 тыс. человек), тогда как добыча газа снизилась на 18% (с 513,2 млрд куб. м до 420,1 млрд).

Этого можно было избежать, если бы в начале 1990-х в газовой промышленности была проведена демонополизация наподобие той, что была осуществлена в нефтяной отрасли, где благодаря усилиям Владимира Лопухина, министра топлива и энергетики в правительстве Гайдара, были разделены сектора добычи и транспортировки. Сделать то же самое с "Газпромом" Лопухин не успел: в мае 1992 года он был отправлен в отставку, его должность занял Виктор Черномырдин. Сразу после этого Борис Ельцин подписал указ "Об обеспечении деятельности единой системы газоснабжения", закрепивший монопольный статус "Газпрома".

Лопухин стал разменной картой в разворачивавшемся противостоянии президента и парламента. С помощью его отставки Ельцин хотел остудить пыл красных директоров, преобладавших на Съезде народных депутатов, в апреле 1992 года принявшем постановление с критикой правительства Гайдара ("О ходе экономической реформы в Российской Федерации"). Однако смягчить конфликт это не помогло, зато шанс на реформу газовой отрасли был упущен. В следующий раз он представился в начале нулевых: выделить из состава "Газпрома" газотранспортную компанию и создать конкуренцию в сегменте добычи предполагалось в рамках Программы социально-экономического развития РФ на 2002-2004 годы, принятой правительством в июле 2001-го. Однако эти планы приостановил Владимир Путин, который в октябре 2003-го заявил: "Газпром" делить не будем".
Будет ли у отрасли третий шанс на долгожданную реформу — большой вопрос.

Кирилл Родионов — независимый эксперт