О глоболизации газового рынка в последнее время говорится много, а вот результат получается так себе. Как существовали автономно региональные рынки Европы, Южной Америки и Юго-Восточной Азии, так и существуют, предъявляя поставщикам и потребителям совершенно разные наборы требований. Под «глобализацией» ее инициаторы понимают превращение природного газа в такой же универсальный биржевой товар, каким давно стала нефть – с торгами по всему миру, с тем, чтобы изменение цен в Азии мгновенно приводило к таким же колебаниям цен в Европе. Попытки есть – результаты так себе, хотя попытками пытаются заниматься могучие государства, транснациональные компании с миллиардными бюджетами. Не получается стандартизации и универсальности не потому, что газовым глобалистам противостоят некие могучие соперники, «сплотившиеся плечом к плечу» – нет таких сопротивленцев, как бы старательно не пытались их найти. Загадка? Разберемся.

Природный газ не желает подчиняться постулатам либеральной экономики

«Сопротивляется» сам природный газ – он «не желает» подчинять требованиям господ глобалистов свои физические и химические свойства, «плевать» газ хотел на доктрины либеральной экономики. Он, извините за тривиальность – легкий, ему для хранения нужны огромные объемы. Геология планеты не позволяет создавать человеку подземные хранилища газа там, где человеку хочется.

Германия – крупнейший потребитель природного газа в Европе, черной завистью завидует Украине, где на территории только Львовской области объем активного хранения ПХГ составляет ровно столько же, сколько по во всей Германии – 20 млрд кубометров.

А без ПХГ, когда теплоэлектростанции «запитываются» только от трубопроводов, энергосистема любой страны находится под постоянным риском того, что из-за климатических сюрпризов может не справиться с обеспечением конечных потребителей.

Да, два таких «феномена» на территории Европы имеются: более 50 лет Финляндия обеспечивалась советским и российским газом без использования ПХГ – без единого крупного срыва, но это настоящий инженерный подвиг. Второй пример – ГТС Украины, которая имеет семь газоотводов, обеспечивающих «голубым топливом» более 40 населенных пунктов этой бывшей советской республики. Но это чудо называлось ЕСГ (Единая Система Газоснабжения) СССР, в которой мощность газоперекачивающих агрегатов, расположенных на территории РСФСР была рассчитана так, чтобы не возникало никаких проблем на территории Украинской ССР.

Но это два исключения из правила, незыблемого для любой страны: качественное газообеспечение без ПХГ организовать невозможно. Газ можно сжижить – в таком виде ему требуется в 600 раз меньшие объемы для хранения, но долгосрочное хранение в криогенных емкостях не имеет экономического смысла: для обеспечения температуры в -162 градуса потребуется энергии больше, чем ее можно получить из хранимого таким способом газа.

Традиционные месторождения газа вообще издеваются над «свободами и правами человека, демократией и прочими европейскими ценностями».

Сердце кровью обливается, когда смотришь на статистику! Доказанные запасы газа в долях от общемировых: Иран – 18,2%, Россия – 17,4%, Катара – 13,1%, Туркмении – 9,3%. На четыре страны – 58% мировых запасов, причем ни одна из этих стран под стандарты «западной демократии» не подходит самым категорическим образом.

А география? География тоже издевается над общечеловеческими ценностями! Япония, входящая в группу G7, трубопроводный газ, видите ли, может получить только из «агрессивно-тоталитарной» России, Индия отгородилась от России какими-то там горами, тянуть трубопровод через которые дорого невероятно, Южной Корее для получения трубопроводного газа необходимо – ужас-ужас-ужас – налаживать отношения с Ким Чен Ыном, трубу для «газа с молекулами свободы» из Штатов в Европу надо и вовсе через океан прокладывать. Эх, вот на нормальных-то планетах!..

Сжиженный природный газ vs газ трубопроводный

Именно из-за перечисленного делалась попытка перевести всех и вся на потребление не трубопроводного газа, а СПГ – только этот вариант позволяет унифицировать все правила торговли. Но и этот вариант не проходит, поскольку противоречит логике: любой ресурс после двойной переработки (сжижение плюс регазификация) будет дороже исходного, единственный способ избавиться от этого «недоразумения» – разработать налоговую систему, которая нивелирует неизбежную разницу стоимости.

Вот только желающих организовать такой эксперимент на себе не находится, поскольку цепочка неизбежных событий очевидна: дороже энергетический ресурс – выше себестоимость любого производства – снижение конкурентоспособности на мировых рынках любых товаров и услуг.

Некоторое время назад активно использовался лозунг «Поставки СПГ более гибки, чем трубопроводные», однако холодные зимы 2018/2019 и 2020/2012 годов показали, что поставки по МГП Газпрома в сотни раз оперативнее, чем, к примеру, поставки СПГ из Штатов в Европу: Газпром выходил на рекордные объемы, а от причалов СПГ-заводов газовозы продолжали уходит куда угодно, только не через Атлантику.

Поэтому нужно просто зафиксировать: разговоры о глобализации газового рынка будут оставаться разговорами еще многие годы, в реальности мы имеем дело с несколькими крупными региональными рынками, но никак не с единым мировым. И, разумеется, каждый новый построенный МГП будет отодвигать мечту о глобализации все дальше. Ничего личного, только физика, геология, география, здравый смысл и конкурентная борьба.

Природный газ, нефть и уголь – что от чего зависит при ценообразовании

Еще один момент, о котором стоит помнить, если мы говорим о природном газе, как энергетическом ресурсе. Как известно, под тепловой генерацией мы в 99 случаях из ста мы понимаем использование угольных и газовых электростанций и теплоэлектростанций. 1 случай из ста – это всевозможная экзотика в виде дизельных электростанций в отдаленных районах российской Арктики, мазутная генерация в Японии, в Мурманской области и под Стокгольмом.

И вот тут появляется «детский вопрос»: а почему тогда цены газа зависят от цен нефти, которая в энергетике практически не используется, а цена угля складывается «сама по себе»? Самый простой ответ – «так сложилось исторически», но история эта не только занимательна, но и поучительна, особенно для тех, кто любит философствовать про табуны сферических коней в вакууме, они же – свободный рынок во всем мире.

Вторая половина 40-х годов, Европа только что вышла из Второй мировой (для нее) войны. В энергетике – царство угля и мазута, а то и чистой нефти, однако были и те, кому тогда было не до проблем восстановления из разрухи.

В 1950 году Энрико Маттеи, знаменитый руководитель знаменитой итальянской государственной на тот момент компании Eni ввел в оборот термин «Семь сестер», который прижился и был общеупотребительным довольно долгое время. Чем были знамениты Маттеи и Eni? Именно он подписал первый контракт на поставки советской нефти в Европу, именно он был инициатором подписания газовых контрактов с СССР. Для Италии Маттеи – практически создатель крупной нефтепереработки, создатель сетей АЗС и много чего еще.

В 1962 году на личном самолете облетал месторождения – авиакатастрофа из-за погодных условий, как заключило следствие. После эксгумации – следы взрывчатки и следы ЦРУ, слова «нефть» и «смерть» во все времена рифмовались без особых сложностей.

«Семь сестер» – это нефтяные компании, которые до кризиса 1973 года контролировали 85% мировых запасов «черного золота», чем и пользовались, не испытывая ни малейшего стеснения, но при не забывая приплачивать щелкопёрам, славившим «свободный рынок». Сугубо для справки напомню, кто входил в число «сестричек» – дела давно минувших дней, но традиции-то никуда не делись, разве что отстаивать их приходится теперь более скрытно и изощренно.

1) Англо-Персидская нефтяная компания, впоследствии – Англо-Иранская нефтная компания, далее – British Petroleum, теперь просто ВР, поскольку англичане расстались с контролем над ней:

• Royal Dutch Shell – название не меняется с позапрошлого века, с первых миллионов тогдашних долларов, заработанных компанией вместе с братьями Ротшильдами на нефти Российской империи;
• Standard Oil of California, позже Socal, теперь Chevron;
• Standard Oil of New Jersey, она же – Esso, позднее – Exxon;
• Mobil – существовала до слияния с Exxon в 1999 году, теперь работает под общим названием ExxonMobil;
• Gulf Oil, в 80-е годы прошлого века «разобрана на куски» BP и Chevron;
• Texaco, которую в 2001 году купил Chevron

«Семь сестер» сделали ставку на автомобилизацию послевоенной Европы, в связи с чем прибыли, добываемые на добыче нефти, были направлены на строительство НПЗ на территории этой части света. Однако технологии нефтепереработки тех лет – это вам не нынешние «Евро-5» и «Евро-6» для бензина и дизеля и прочий гидрокрекинг, в те времена выход мазута был куда как выше, чем легких нефтепродуктов.

Разумеется, за руку «Сестер» так никто и не поймал, но факт остается фактом: искусственно подняв цены на бензин, дизельное топливо и керосин, «Семь сестер» на мазут стали предлагать цены, которые были всегда ниже цен на немецкий уголь (именно он до этого доминировал на европейском рынке). Фокус удался целиком и полностью – отрасль стала уменьшаться в объемах, скукоживаться до национальных границ. После кризиса 1973 года начался ренессанс интереса к углю, но для ФРГ это уже ничего не могло изменить – слишком много предприятий стали банкротами, слишком много компаний ушло из отрасли.

Уголь в энергетику вернулся, вот только теперь это был уголь Аппалачского бассейна США, цена которого в порту Гамбурга была ниже цен шахтного угля Германии. Уголь в Европе перестал быть доминирующим энергетическим ресурсом уже во второй половине 50-х годов, и последствия этого мы с вами наблюдаем до сих пор, хотя и вспоминаем об этом совсем редко. Так что ныне действующая привязка цен природного газа к цене угля – прямое следствие победы англосаксов над горняками Рура.

Гронинген – «создатель и основатель» газовой системы Европы

1959 – год открытия шельфового месторождения Гронинген, большая часть площади которого приходится на территорию Голландии. 4,2 трлн кубометров извлекаемых запасов – для Европы просто фантастический объем, да и для мировой газовой отрасли это открытие стало огромным событием. Не самая большая площадь – 850 квадратных километров, не самая большая глубина залегания – от 2 до 3 км, но для его освоения требовалось соорудить и разработать сотни скважин, обустроить сотни километров трубопроводов в море, так и на суше. За годы эксплуатации Гронингена из него было добыто более 1,5 трлн кубометров, остаточные запасы составляют не менее 2,7 триллионов.

У Нидерландов финансовых ресурсов на такой праздник жизни не было, отдавать такую роскошь в чужие руки не хотелось, и им пришлось разработать так называемую Голландскую (или Гронингенскую) модель долгосрочного экспортного газового контракта (ДСЭГК).

Без экспорта обойтись было невозможно – эффективные с экономической точки зрения масштабы освоения Гронингена многократно превышали внутренние потребности Голландии. Масштаб месторождения предопределял и долгосрочность разработки – ни тогда, ни сейчас не существует технологий, которые позволили бы выкачать такой объем газа за короткий промежуток времени (даже если бы существовал «сферический конь в вакууме» – гигантский арсенал ПХГ, в котором все ресурсы Гронингена можно было бы хранить неограниченное количество времени).

Исходя из всего перечисленного, и была разработана Гронингенская концепция ДСЭГК – оптимизация разработки этого уникального месторождения и маркетинга добываемого на нем газа в долгосрочных интересах государства-собственника, исходя при этом из рыночных, конкурентных соображений. Достаточно внимательно перечитать последнюю фразу, чтобы понять – Россия и другие национальные компании, поставляющие природный газ на европейский рынок, исходят точно из таких же соображений. Никакого «тоталитаризма» или антирыночности – только те принципы, которые были разработаны в Европе, по которым Европа действовала более полувека.

Гронингенская модель долгосрочного экспортного газового контракта

В гронингенской модели всего несколько пунктов:

1. Контракт должен быть долгосрочным;
2. Цена газа привязана к стоимости его замещения, стоимости альтернативных газу энергоресурсов;
3. Регулярный пересмотр цены в рамках контрактной формулы, возможность адаптации цены;
4. Использование принципа бери и/или плати;
5. Стоимость газа не учитывает стоимость его транспортировки от пункта сдачи/приемки поставщиком до конечного потребителя (поставщик не несет расходы на создание и функционирование распределительной газовой системы);
6. «Оговорки» о пунктах конченого назначения.

Каждый из пунктов логически обоснован, причем логика проста, как телеграфный столб.

1. Контракт должен быть именно долгосрочным – это гарантирует поставщику длительный устойчивый спрос на газ, добываемый на месторождении, освоение которого требует многомиллиардных инвестиций. Эти гарантии спроса необходимы, чтобы минимизировать риски инвестиций в освоение месторождения и в создание сети магистральных газопроводов.

Если «стоять ногами на земле», а не витать в облаках либеральных экономических доктрин, то нельзя упускать из поля зрения то, что объем инвестиций в 99 случаях из 100 таков, что без банковского финансирования не обойтись. А банковские клерки – люди осторожные, требующие конкретных гарантий. И согласие потребителя – только часть таких гарантий, банки должны видеть еще и юридические обязательства поставщика на то, что он готов поставлять свои ресурсы на данный конкретный рынок данному конкретному объекту предпринимательской деятельности на оговоренных условиях.

Чтобы проекты освоения месторождения и создания транспортной схемы получили необходимое финансирование, и поставщик, и потребитель должны продемонстрировать банкам юридически обязывающую готовность зафиксировать свои коммерческие взаимоотношения на долгосрочной и безальтернативной основе. Абстрактные «поставки газа в Европу» существуют только и исключительно на страницах СМИ, в нашей с вами реальности мы видим выполнение контрактных обязательств конкретной компании-поставщика не менее конкретной компании-потребителю. И в этой конкретике нет ничего внерыночного, кто бы и что бы в нынешней Европе по этому поводу ни говорил.

Обе стороны ДСЭГК заинтересованы обеспечить сбыт поставляемого/покупаемого газа по максимальной цене (интерес поставщика), но в условиях его конкуренции с другими энергоносителями и их поставщиками, тоже стремящимися завоевать своего потребителя, то есть по цене ниже конкурентных энергоресурсов (интерес покупателя).

2. Учитывать цены альтернативных энергетических ресурсов необходимо – уже хотя бы для того, чтобы цена природного газа была чуть дешевле этих «альтернатив», поскольку инфраструктура, необходимая для транспортировки и хранения газа, обходится дороже.

И вот теперь вспоминаем про историю о том, как «Семь сестер» вывели уголь за пределы «энергетической корзины» – они заменили уголь мазутом к середине 50-х, Гронингенская концепция ДСЭГК появилась в начале 60-х. Вот поэтому цена газа привязана именно и только к цене нефти – больше не к чему было привязывать!

Исторически первоначальная формула ценообразования включала в себя два альтернативных газу энергетических ресурса: дизельное топливо, которое в Европе тех лет использовали в коммунально-бытовом секторе и мазут, который использовался в тепло- и в электроэнергетике. Упрощенная формулировка – «цена газа привязана к цене нефти», но на самом деле никуда дизельное топливо и мазут не делись.

Результаты исследования, проведенного в 2005-2006 годах Директоратом по конкуренции Еврокомиссии, показали, что для ДСЭГК России, Норвегии и Нидерландов доля мазута в формуле контрактной цены газа для европейского рынка находилась в пределах 35-39%, доля дизельного топлива – в пределах 52-55%. Нет, то, что сумма этих чисел меньше 100 – не ошибка, оставшиеся проценты приходятся на другие факторы. К примеру, контракты, предлагаемые Алжиром, учитывают в формуле цену сырой нефти, в последние годы все чаще учитывают спотовые цены газа и цены СПГ. Спотовые газовые цены – тема отдельная и большая, пока оставим ее в сторонке.

3. Этот пункт следует из пункта (2): цену на газ надо пересматривать, если изменилась цена «нефти» (на самом деле – мазута и дизельного топлива). Для того, чтобы не пересчитывать цену газа в таком же ритме, как колеблется цена нефти на бирже, используют временной лаг – учитывают не только цену барреля на текущую дату, но и те цены, которые были 9 и 6 месяцев назад. В результате цена газа меняется менее динамично, следует за ценой барреля не «ноздря в ноздрю», а с задержкой в 9 месяцев. В 2020 году цена нефти уже в феврале резко пошла вниз, а цены за кубометры повторили этот маневр только в середине лета.

4. Этот пункт никогда не распространяется на весь законтрактованный объем поставок, порой он касается только на 20-25%. Поставщику нужна гарантия минимально необходимого сбыта и минимально необходимых платежей, потребителям – возможность разумного «закупочного маневра». Поставщикам гарантировано, что расходы на эксплуатацию месторождений и магистральных трубопроводов будут окупаться при любых обстоятельствах, потребители – что могут искать более выгодные варианты на спотовых рынках, перехватывать при случае выгодные партии СПГ, не рискуя нарваться на штрафные санкции. Не получится у потребителя найти ничего более выгодного – он доберет предусмотренную контрактом квоту и решит все свои проблемы.

5. Пункт логически понятен, но дает одно занимательное следствие. Один из основных конечных пунктов доставки российского газа в Европе – ПХГ «Хайдах», откуда он распределяется потребителям самой Австрии, а также потребителям Германии, Италии, Венгрии, Словении и Словакии. Пункт доставки – один, но цены газа для потребителей – разные, и дело тут не в «кознях Газпрома», как это порой пытаются продекларировать «западные партнеры», а в том, какое расстояние проходит до них газ от «Хайдаха».

6. Этот пункт – на самом деле это ограничения на реэкспорт. Проще всего пояснить это на примере все того же ПХГ «Хайдах». В контракте для Италии Газпромом предусмотрены основательные скидки – по той причине, что от «Хайдаха» до Италии большое расстояние, итальянским компаниям приходится эксплуатировать протяженную распределительную систему. Для Австрии таких скидок нет, что тоже вполне понятно – протяженность ее распределительной системы минимальна. Вот то, что именовано «оговорки» – это пункт договора, который не позволяет Италии продать дешевый газ Австрии без учета интересов Газпрома.

Гронингенская модель ДСЭГК совершенно логична, внутренне не противоречива. Именно она обеспечила Евросоюзу появление магистральных газопроводов, обеспечивающих его потребителей газом не только российским, но и норвежским, алжирским, а теперь еще и азербайджанским. Советские поставки газа в Западную Европу начались в 1968 году, когда по контракту с австрийской OMV наше «голубое топливо» пришло по трубопроводу в пункт сдачи/приемки Баумгартен.

Первый советский газовый контракт был применением на практике Гронингенской модели ДСЭГК, которая была разработана внутри политически однородной Западной Европы. Так называемый Третий энергопакет (ТЭП) ЕС начал внедрять в 2009 году, его разработчики навязывали его странам-членам ЕС как нечто более универсальное, более подходящее для Европы, чем якобы «устарвший» гронингенский ДСЭГК.

Однако реальная жизнь берет свое: для того, чтобы МГП (магистральный газопровод) TAP-TANAP (Азербайджан – Турция – Греция – Италия) был построен, Еврокомиссия сняла с него все ограничения ТЭП. Пытаясь стимулировать потенциальных инвесторов реализовать весьма спорный проект МГП East Med (Израиль – Кипр – Греция – Италия), Еврокомиссия сняла и с него ограничения ТЭП.

Гронингенский ДСЭГК продолжает работать, работать вопреки всем желаниям сторонников глобализации, создания мирового газового рынка. На основе гронингенского ДСЭГК состоялось «пришествие» российского Газпрома в ЕС, причем не только как поставщика, но и как совладельца внутриевромейских МГП, как совладельца нескольких ПХГ на территории Европы. Но я не о том, что без российского газа ЕС не способен решить вопросы своей энергообеспеченности и энергобезопасности, а о том, как и почему появились друг за другом МГП «Ямал – Европа» и оба Северных потока.

Разумеется, продолжение следует.

Борис Марцинкевич