Рынок СПГ: от сиюминутного спота до долгосрочных контрактов

Максим ПШАДСКИЙ
Обозреватель журнала
«Энергетическая политика»
Е-mail: anna.gorshik@yandex.ru

Ключевой игрок

Мировой рынок сжиженного природного газа, который с начала 2000‑х гг. планомерно формировался как «гибкая» альтернатива трубопроводному экспорту, ориентированная, прежде всего, на спот и краткосрочные контракты, на протяжении последних трёх лет претерпел значительные изменения.
Начиная с 2020 г., на глобальном рынке СПГ наблюдается последовательное снижение доли краткосрочных и спотовых контрактов. Если в 2020 г. на споте продавалось 40% от всего импортируемого СПГ [1], то в 2021 г. эта цифра снизилась до 36,6% [2], а по итогам прошлого года упала до 35% [3].
При этом общий объём торговли СПГ за это время вырос на 9,3%, с 356,1 млн т до 389,2 млн т. Ключевым регионом по импорту сжиженного природного газа на протяжении всего этого периода оставалась Азия. Эта тенденция не изменилась даже из-за пандемии коронавируса в 2020 г. Если в 2020 г. на долю Азии приходился 71% (252,83 млн т) от глобального рынка СПГ, то в 2021 г. в эту часть света было поставлено уже 73% от всего экспортируемого СПГ.
Примечательно, что этот рост произошёл не только относительно объёмов «пандемийного» 2020 г., когда из-за локдаунов в целом снизился спрос на энергоносители. Развитие азиатского рынка произошло также на фоне общего увеличения мирового потребления СПГ в 2021 г. на 16,2 млн т.
Таким образом, в 2020–2021 гг. Азия не только осталась ключевым регионом для экспортёров сжиженного природного газа, но даже увеличила свою долю на глобальном рынке на 2 процентных пункта. И это последовательное увеличение общей доли Азии происходило на фоне не менее последовательного снижения общих объёмов СПГ, продаваемых на споте и по краткосрочным контрактам.

По итогам 2022 г. Азия по-прежнему сохранила лидерство по импорту СПГ, однако её доля на глобальном рынке упала до 65% [4]. Тем не менее, общий рост производства СПГ продолжился и отразился, в том числе, в увеличении регазификационных мощностей. За три рассматриваемых года их совокупная мощность выросла с 947 млн т до немногим более 1 млрд т в год.

Американский акцент

Ещё одной общей тенденцией стало постепенное снижение роли бассейна Тихого океана как региона-­экспортера СПГ. Если в 2020 г. отсюда на глобальный рынок был поставлен 41% всего сжиженного природного газа, то в 2022 г. его доля сократилась до 38%.
Также за эти три года увеличилась средняя продолжительность всех долгосрочных и среднесрочных контрактов. Если в 2020 г. она составляла около 11,7 лет, то в 2021 г. выросла до 13,6, а по итогам прошлого года увеличилась до 17,8 лет, что стало рекордом, как минимум, с 2015 г. [5].
При этом на протяжении десятилетия 2010–2020 гг. общая доля спотовых и краткосрочных контрактов неуклонно росла. Если в 2010 г. на эти сделки приходилось лишь 17% рынка, то к 2020 г. их доля увеличилась до 40%.
В 2022 г. США остались глобальными лидерами по объёму краткосрочных и спотовых контрактов. На их долю приходилось 34% спотового рынка сжиженного природного газа. Второе место на протяжении всех трёх лет занимала Австралия. В 2022 г. на неё пришлось 15% от всего СПГ, поступившего на рынок по спотовым и краткосрочным контрактам.
Без учёта среднесрочных контрактов, непосредственно на долю спота (т. е. поставок, отгруженных в течение трёх месяцев с даты заключения сделки) в 2022 г. пришлось 28% или 108 млн т, что на 6% ниже, чем годом ранее (против 116 млн т в 2021 г.).

Европейская премия

Лидирующая роль Азии как главного региона-­импортёра СПГ объясняется не только растущим спросом, но также традиционной премиальностью азиатского рынка к европейскому – ситуации, при которой спотовые цены на азиатских хабах выше, чем в Европе, что стимулирует поставщиков направлять именно сюда все свободные объёмы.
Однако, начиная с IV квартала 2021 г., на фоне дефицита энергоресурсов на рынке ЕС сформировалась «европейская премия», которая по итогам 2022 г. выросла до 160 долл. за тыс. м3 [6].
Стремительный рост спотовых цен на газ в Европе начался ещё в конце 2020 – начале 2021 гг. и достиг рекордных высот в марте 2022 г., когда на хабе TTF в Нидерландах стоимость 1 тыс. м3 природного газа превысила 3900 долл. [7].
Эту ситуацию усугубила проводимая в ЕС на протяжении последнего десятилетия последовательная политика по отказу от нефтяной привязки в газовых контрактах с заменой её на индекс TTF – самого ликвидного газового хаба Европы. В частности, в 2016 г. спотовая составляющая была существенно расширена в долгосрочных контрактах «Газпрома» с рядом крупных европейских покупателей, таких как французская Engie и немецкая E.On [8]. Этот же вопрос неоднократно становился камнем преткновения в многочисленных арбитражных спорах между российской газовой монополией и польской PGNiG. В марте 2020 г. «Газпром» по решению Стокгольмского арбитража заменил нефтяную привязку на спотовую в Ямальском контракте [9], но уже в октябре 2021 г. на фоне роста цен на TTF, которые к тому моменту приблизились к 2000 долл. за тыс. м3, PGNiG направила российской компании заявку с просьбой пересмотреть условия ценообразования [10]. Рост спотовых цен в Европе в 2021 г. также совпал с низкими запасами в подземных хранилищах газа (ПХГ) Европы, которые в октябре 2021 г. были заполнены всего на 77%, что было рекордно низким для осеннего сезона.

Все эти факторы стали подогревать спотовые цены на газ в Европе ещё до начала специальной военной операции (СВО) России на Украине.
Для европейских покупателей газа общее снижение доли СПГ, продающегося на свободном рынке, может не только стать причиной нехватки энергоресурсов, но также отразится на осуществлении стратегии REPowerEU. Данный план, ставший ответом Брюсселя на начало СВО, предусматривает системный отказ ЕС от использования российских энергоресурсов. В его основу был положен план из 10 шагов по сокращению энергетической зависимости Евросоюза от России на не менее чем на 50 млрд м3 в год, разработанный Международным энергетическим агентством (МЭА) [11]. Он предусматривал ряд мер, в том числе замену российского газа топливом альтернативных экспортеров, ускоренное заполнение ПХГ (что в итоге ЕС всё‑таки сумел выполнить), ускоренное развитие ВИЭ-проектов, общее повышение энергоэффективности, и даже понижение температуры отапливаемых зданий на 1 °C.
Особое значение в осуществлении этого плана отводилось СПГ как топливу, способному эффективно экспортироваться в любую точку мира.
Определённые успехи ЕС и другими западными странами к началу 2023 г. были на этом поприще действительно достигнуты. В частности, к концу I квартала 2023 г. спотовые цены на газ упали ниже уровня лета 2021 г. как в Европе, так и в Азии. Частично это обуславливалось благоприятным погодным фактором, благодаря которому ЕС удалось сократить спрос на газ и завершить отопительный сезон, сохранив существенные запасы в ПХГ. И, тем не менее, тот факт, что в глобальном отношении ситуация на рынке природного газа остается нестабильной и в 2023 г., признаёт даже Международное энергетическое агентство (МЭА) [12].

Российский след

По оценке МЭА, в 2023 г. мировые поставки газа останутся ограниченными, а на рынок в целом будет влиять ряд факторов неопределенности, в том числе, общее снижение доступности СПГ [13] и возможное дальнейшее сокращение поставок российского трубопроводного газа в Европу.
На этом фоне происходит постепенное увеличение доли России на мировом рынке сжиженного природного газа. Если в 2020 г. страна экспортировала 29,6 млн т СПГ, то, как сообщал вице-премьер Александр Новак, по итогам 2022 г. этот объём увеличился до 46 млрд м3 (около 33,3 млн т) [14]. Кроме того, к 2030 г., благодаря СПГ-проектам на Ямале, общий объём производства сжиженного природного газа в России может увеличиться до 100 млн т в год [15].
При этом в основном российский СПГ поступает на рынок именно по долгосрочным контрактам, глобальная доля которых, как сообщалось выше, постепенно растёт на протяжении последних трёх лет. Бо́льшая часть газа с проекта «Новатэка» «Ямал СПГ» (около 10,9 млн т) законтрактована до 2038 г., а основные объёмы с «Сахалина 2» «Газпрома» зарезервированы до 2028–2033 гг. [16].
Кроме того, в 2021 г. пока еще не запущенный проект «Новатэка» «Арктик СПГ 2» законтрактовал свои объёмы сроком на 20 лет, а в прошлом году подписал ещё два соглашения об экспорте газа на 11 и 15 лет [17].
При этом частичное увеличение объёмов экспорта российского СПГ в ЕС отмечалось уже в июне текущего года. В частности, Россия в Испанию поставила около 520 тыс. т СПГ, что составило около 26,8% от месячного импорта газа этой европейской страны [18].
Увеличение поставок российского СПГ в ЕС по итогам 2022 г. отмечало даже агентство Reuters [19], по оценкам которого в прошлом году на европейский рынок поступило около 22 млрд м3 (около 15,9 млн т) по сравнению с 16 млрд м3 (11,6 млн т) в 2021 г.

Похожую оценку приводят и аналитики Варшавского института [20], по мнению которых Европа в прошлом году закупила около 20 млрд м3 (примерно 14,5 млн т) российского сжиженного природного газа. По оценкам польских экспертов, ЕС стал ключевым направлением экспорта российского сжиженного природного газа, на содружество пришлось около 73% от всего объёма поставок СПГ Россией (против 65% в 2021 г.).
В целом же 27 стран – членов ЕС и Великобритания по итогам 2022 г. нарастили импорт СПГ в общей сложности на 73% (6,3 млрд куб. футов в сутки, около 65 млрд м3 в год) [21]. При этом около 85% от этого увеличения пришлось на пять европейских стран – Францию, Великобританию, Испанию, Нидерланды и Бельгию.
На азиатском рынке Япония, являвшаяся крупнейшим импортером СПГ, но уступившая Китаю в 2021 г., по итогам 2022 г. вновь восстановила свои позиции. При этом другие азиатские страны, особенно те, что полагаются на спотовые контракты, по итогам 2022 г. сократили закупки газа из-за рекордно высоких цен. Поэтому отгрузки СПГ в Индию, Пакистан и Бангладеш сократились на 18% относительно уровня 2021 г. [22].

Тренд на игру в долгую

Тем не менее, мировой спрос на СПГ до 2030 г. будет расти как в Европе, так и в Азии, раньше этого срока падения интереса к этому виду топлива не ожидается даже в ЕС [23].
При этом на протяжении последних трёх лет доля спотовых и краткосрочных контрактов планомерно снижается, а страны, делавшие ставку на объемы СПГ, продающиеся на свободном рынке, по итогам прошлого года были вынуждены сократить закупки из-за роста цен.
Несмотря на общее снижение спотовых цен на газ на европейских и азиатских хабах в 2023 г., в целом доступность СПГ снижается. В условиях ограниченного объёма предложения и рисков дефицита участники глобального рынка начинают «перестраховываться», заменяя краткосрочные и спотовые контракты надёжными и прогнозируемыми долгосрочными поставками. Причем европейские импортеры идут на такой шаг вопреки предписаниям Еврокомиссии о приоритете спотовых поставок и политическому курсу на создание безуглеродной экономики.
Только в октябре 2023 г. катарская QatarEnergy заключила три долгосрочных контракта на поставку СПГ в Европу в течение 27 лет: с Eni – на поставку 1 млн т СПГ в Италию, с Shell – на поставку 3,5 млн т СПГ в Нидерланды, с TotalEnergies – на поставку 3,5 млн т СПГ во Францию.
Эта ситуация открывает для России потенциальное окно возможностей, особенно с учётом того, что согласно Энергостратегии России, к 2030 г. производство СПГ в стране может увеличиться до 100 млн т. С другой стороны, она порождает необходимость трансформации подходов к развитию российской газовой отрасли и формирования многополюсных центров продаж сжиженного газа. Под давлением этих процессов, правительство постепенно начинает формировать механизм либерализации рынка. Так, подготовлен и прошел одобрение в Совете Федерации законопроект, разрешающий экспорт СПГ, сырьем для производства которого стал газ с участков, полностью или частично расположенных севернее 67‑го градуса северной широты. Эта норма коснется компаний с государственным участием выше 50% или другими словами «Роснефти». Новая норма будет распространена на 36 месторождений «Роснефти» в Красноярском крае, Ненецком и Ямало-­Ненецком округах. Только эта мера может позволить потенциально монетизировать газовые ресурсы Ямала и Гыдана в объеме 20 трлн м3 и обеспечить производство до 140 млн т СПГ в год.
Почти одновременно Государственная дума РФ сразу во 2‑м и 3‑м чтениях приняла закон, разрешающий дочерним компаниям «НОВАТЭКа» экспортировать СПГ без привязки к конкретным месторождениям. Это позволит компании реализовать новый проект по строительству СПГ-завода в Мурманске мощностью 20 млн т.