Центр энергопотребления уверенно смещается в сторону Азии. Согласно последнему прогнозу Международного энергетического агентства до 2035 г. почти половина прироста мирового спроса на газ придется на страны Азии и более четверти - на Китай. Азиатские рынки привлекают экспортеров не только своей емкостью, но и ценовым превосходством. До сих пор цена природного газа в странах региона была на несколько долларов выше, чем в Европе и в 3-4 раза выше, чем в США.

Снижению газовых цен в Европе и Северной Америке способствовало резкое увеличение предложения природного газа и связанное с ним расширение торговли в региональных центрах газовой торговли - хабах. Ожидается, что в ближайшие годы произойдет усиление конкуренции и на азиатских газовых рынках: мощность экспортных терминалов сжиженного природного газа - СПГ, ориентированных на Азиатско-Тихоокеанский регион, к 2017 г. увеличится на треть. США обещает стать новым и потенциально крупным экспортером газа. В то же время Китай планирует колоссальный рост добычи нетрадиционного газа. Приведет ли ожидаемое обострение конкуренции на газовом рынке к формированию конкурентных рынков в Азии? Дать однозначный ответ на этот вопрос пока сложно.

Модели газовых рынков
Различают две основные модели рынков газа. Так называемая рыночная или англо-саксонская модель, которая, как указывает название, существует в Великобритании и США, базируется на принципах, составляющих основу всей англосаксонской системы экономики: главенствующую роль играет рынок, государственное регулирование и вмешательство в ценообразование минимально, монополии отсутствуют, развита система биржевой торговли.

Цена на газ в англосаксонской модели определяется исходя из соотношения спроса и предложения в ликвидных центрах торговли. Основная предпосылка конкурентной организации рынка - наличие большого количества покупателей и продавцов. Поэтому подобная модель характерна для стран с хорошо развитой сетью газопроводов и достигшим определенной степени насыщения газовым рынком, где при условии недискриминационного доступа к газопроводам возможна конкурентная организация рынка.

До недавних пор необходимые для эффективного функционирования биржевой торговли газом условия существовали только в Великобритании и США. В странах же Азии и континентальной Европы традиционно использовалась и используется до сих пор так называемая гронингенская - голландская модель ценообразования, основанная на долгосрочных экспортных контрактах с привязкой к ценам альтернативных энергоресурсов. На европейском рынке в качестве таковых выступают дизельное топливо и мазут - их доля в конечной формуле ценообразования устанавливалась на уровне 60 и 40% соответственно. Однако с развитием и либерализацией газовых рынков наблюдается тенденция постепенного перехода к большей диверсификации источников индексации цены.

Это связано с расширением торговли на европейских хабах: перенаправление экспортных потоков сжиженного природного газа с США на Европу и послекризисное падение спроса на газ привели к росту торгов на европейских газовых площадках и снижению спотовой цены. В результате, выросли не только объемы спотовой торговли, но увеличилась и доля спотовой составляющей в целом ряде долгосрочных экспортных контрактов. Так, заключившие длительный контракт с «Газпромом» имеют право раз в три года требовать скорректировать цены. Этим правом воспользовались многие контрагенты российского поставщика; они настояли на изменении весов компонентов ценовой формулы и расширении номенклатуры входящих в нее элементов. В результате вес спотовой составляющей в структуре цены «Газпрома» увеличился в 2010 г., по различным оценкам, до 7-15%. В целом по Европе доля газа, торгуемого без привязки к нефтяным ценам, выросла с 6% в 2005 г. до 33% в 2010 г.

Как показывают изменения последних нескольких лет, модели биржевого и контрактного ценообразования уже развиваются не параллельно. Рост биржевой торговли привел к тому, что одна модель все больше влияет и на ценообразование в рамках другой. В Азии подавляющее большинство газовых сделок так же, как и в Европе, проходит по долгосрочным контрактам, но зафиксированные в них формулы привязаны, как правило, к ценам не на нефтепродукты, а на импортную цену нефти JCC. В отличие от Европы, в Азии отсутствует региональный газовый хаб, поэтому и единственный азиатский газовый индекс - это индекс спотовых цен JKM, но он не отражает конкурентную цену газа, а зависит от JCC, так же как и долгосрочные цены.

Для того чтобы в Азии начал развиваться конкурентный газовый рынок, необходимо выполнение трех базовых условий: физическое наличие газового хаба в регионе; достаточное количество незаконтрактованных объемов газа на рынке; снятие контрактных ограничений, препятствующих свободному обращению газовых потоков.

Перспективы создания газового хаба в Сингапуре
По мнению экспертов Международного энергетического агентства, в Азиатском регионе наибольшими шансами создать газовый хаб обладает Сингапур. Газовый рынок этой страны можно по праву отнести к одному из самых развитых рынков Азии как по степени насыщения, так и по уровню либерализации: государство не регулирует оптовые цены на газ; коммерческая деятельность компаний отделена от транспортной; обеспечивается доступ третьих сторон к объектам газовой инфраструктуры; газопроводы и терминал СПГ управляются независимым регулятором.

Кроме того, Сингапур уже является одним из крупнейших центров биржевой торговли нефтью. Руководство государства всячески способствует превращению страны в региональный центр торговли газом. Налоговые льготы привлекают в Сингапур все больше торговых подразделений нефтегазовых компаний - в 2012 г. их было уже 14, включая «Газпром» и «Новатэк», а банки предлагают различные биржевые инструменты торговли СПГ.

Через Сингапур проходят четыре газопровода, соединяющих его с Индонезией и Малайзией - которая, в свою очередь, соединена с Тайландом, а через него и с другими странами континента. Несмотря на то что их совокупная мощность дает возможность полностью покрывать текущие потребности Сингапура, в 2006 г. правительство страны объявило о планах строительства первого в стране регазификационного СПГ-терминала. В мае 2013 г. его первые две очереди совокупной мощностью 3,5 млн т в год были введены в эксплуатацию. До конца 2014 г. планируется увеличить мощность до 8,2 млн. Терминал сможет принимать различные по размерам танкеры, наравне с импортом и хранением возможен реэкспорт СПГ. Кроме того, он является единственным в Азии терминалом, к которому обеспечен недискриминационный доступ третьих сторон.

Наличие газовой инфраструктуры, позволяющей обеспечивать конкуренцию между поставщиками, при условии высокой степени либерализации газового рынка создает серьезный задел для развития биржевой торговли газом. По прогнозам экспертов Международного энергетического агентства, газовый хаб в Сингапуре может быть создан через два-три года. Но насколько быстро он сможет превратиться в региональный ценовой ориентир - пока вопрос открытый.

Существует несколько факторов, которые могут воспрепятствовать развитию конкуренции между продавцами и покупателями газа на хабе. Конкуренция между поставщиками сетевого газа и СПГ в Сингапуре ограничена законодательно. Чтобы обеспечить новый терминал контрактами, в 2006 г. власти страны ввели ограничения на импорт газа по трубопроводам: компаниям было запрещено увеличивать объемы закупки сетевого газа до тех пор, пока не будет импортировано 3 млн т СПГ, а если этот объем не будет достигнут, то до 2018 г. По состоянию на май 2013 г. лицензированный импортер проекта, британская компания «BG Group», заключила контракты на поставку более 2,7 млн т СПГ. Поэтому энергетический регулятор Сингапура приступил к обсуждению поправок к закону об импорте газа. Участники рынка надеются, что в дальнейшем импортные ограничения вводиться не будут и что трубопроводный газ сможет в полной мере конкурировать с СПГ на формирующемся газовом хабе.

Помимо отмены ограничений на импорт сетевого газа для развития рыночной торговли на хабе необходимы изменения законодательства, регулирующего конкуренцию между поставщиками СПГ. За организацию импорта и продаж газа с первой очереди терминала отвечает компания «BG Group». В ее функции входит обеспечение поставок СПГ -основной источник газа, австралийский проект компании «Queensland Curtis LNG», а также заключение договоров на продажу газа конечным потребителям.

Хотя выбор поставщика и осуществляется на конкурентной основе, выбор единственного импортера ограничивает конкуренцию продавцов газа на рынке. В марте 2012 г. энергетический регулятор Сингапура провел общественные слушания по вопросу организации импорта на вторую очередь терминала. Участникам переговоров не удалось прийти к единому мнению о том, должны ли поставки на последующие очереди также обеспечиваться одной компанией или же сразу несколько импортеров смогут поставлять СПГ на терминал. Повторные слушания будут проведены летом 2013 г.

Могут возникнуть определенные трудности и с обеспечением конкуренции между покупателями газа на хабе. Цена трубопроводного поставляемого в страну газа привязана к импортной стоимости нефтепродуктов и достигает 18-23 долл. за 1 млн БТЕ, тогда как цена на СПГ определяется стоимостью нефти марки Brent и составляет порядка 14-15 долл. за 1 млн БТЕ. Большая часть сжиженного и весь трубопроводный газ поставляется в Сингапур по срочным контрактам, поэтому при наличии существенной разницы в цене, в кратко- и среднесрочной перспективе вместо создания конкуренции на хабе может произойти переориентация потребителей с трубопроводного на сжиженный газ.

Отрицательно на развитии конкуренции между покупателями газа может сказаться и то, что в долгосрочной перспективе ожидается рост спроса на газ в стране. По прогнозу министра внутренних дел, торговли и промышленности Сингапура С. Исварана, к 2024 г. импорт газа увеличится в 2 раза, с 7,5 млн до 15 млн т в год. Поэтому даже при условии строительства запланированной третьей очереди терминала, совокупных мощностей по импорту сжиженного - 8,4 млн т в год и сетевого - 7,4 млн т в год газа хватит лишь на покрытие внутреннего спроса.

Для того чтобы газовый рынок такой маленькой страны, как Сингапур, стал ценовым ориентиром для всего региона, необходимо будет ввести дополнительные импортные мощности и газохранилища, а также привлечь на рынок покупателей из других азиатских стран. При этом два крупнейших потребителя региона - Япония и Китай развивают собственные инструменты биржевой торговли газом и, возможно, их участие в торговых операциях в Сингапуре будет незначительным.

Перспективы создания газового хаба в Китае
Конкуренцию сингапурскому проекту может составить проект создания центра спотовой торговли в Китае. В декабре 2010 г. на Шанхайской нефтяной бирже впервые начали проводиться спотовые операции по продаже СПГ. Торговля осуществляется только физическими объемами с поставками в день продажи. Объемы торгов определяются Национальной энергетической администрацией. Государственный орган устанавливает, на какие объемы не распространяется государственное ценовое регулирование, а поставщики СПГ - пять компаний, включая CNPC и CNOOC, выделяют газ согласно установленной квоте. Изначально на бирже торговались совсем незначительные объемы газа, но с ростом торговой активности постепенно власти начали увеличивать и котируемые объемы. Летом 2011 и 2012 гг. на бирже было продано 100 млн куб. м, зимой 2012-2013 гг. - уже 300 млн куб. м - примерно 6% от потребляемого в Шанхае газа.

Выбор Шанхая как центра газовой торговли неслучаен - через город проходит два крупных - Запад - Восток и Сычуань - Шанхай и ряд небольших газопроводов. В районе Шанхая находится три регазификационных терминала и ведется строительство еще двух. В город поступает газ также с офшорных месторождений. Другой фактор - это особенности внутреннего ценообразования. Дело в том, что государство в Китае регулирует цены на весь трубопроводный газ и не регулирует цены на дорогой СПГ. Это вынуждает Китай искать механизмы балансировки цен на газ из различных источников. Начало спотовой торговли газом на внутреннем рынке - одна из таких попыток.

На данном этапе биржа используется только для сглаживания пикового потребления, но амбиции властей идут дальше. Во-первых, выбор Шанхая как центра национальной газовой торговли - это часть долгосрочного плана по реформированию системы ценообразования в энергетике. Либерализации цен подверглись практически все сектора, и стремительное наращивание объемов импорта делает реформу газовых цен в Китае практически неизбежной. С декабря 2011 г. в КНР проводится эксперимент по переводу страны с традиционного для нее метода расчета цен «издержки-плюс» на более рыночный метод netback, то есть мировые цены минус экспортная пошлина и логистика.

Первые очертания реформы предполагают, что цены на входе в газораспределительные сети будут отсчитываться не от себестоимости производства, а от стоимости нефтепродуктов на мировом рынке. Точкой отсчета газовых цен станет Шанхай - центр пересечения газотранспортных потоков. Пока эксперимент по применению реформы проводится только в двух южных провинциях. Он признан успешным и ожидается, что постепенно эта практика будет распространена на центральные регионы Китая, а потом и на всю страну. В таком случае Шанхай станет общенациональным китайским газовым хабом.

Во-вторых, в планы китайского руководства входит постепенное превращение Шанхая в основной национальный, а затем и мировой центр торговли газом. В ближайшие годы КНР войдет в число крупнейших импортеров газа в мире. Как свидетельствуют программные документы и выступления китайских чиновников, Китай намерен использовать свое усиление на мировом рынке для продвижения такого ценообразования, которое бы отвечало его интересам. Каким именно будет это ценообразование - остается только догадываться, но уже сейчас можно предположить, что центру спотовой торговли в Шанхае в нем будет отведена особая роль.

Обращает на себя внимание сходство архитектуры китайского и европейского рынка. Формула для расчета китайских оптовых цен схожа с формулами расчета импортных цен, принятыми в Западной и Восточной Европе, и не похожа на формулу, используемую в стандартных азиатских газовых контрактах. По всей видимости, Китай постепенно отказывается от привязки к JCC и в перспективе будет стараться определять спотовые цены на основе цен собственного хаба, а цены по долгосрочным контрактам - согласно формулам, схожим с европейскими. Не исключено также, что из-за сильнейшей конкуренции газа с углем в китайской электроэнергетике китайская сторона постарается ввести в расчетную формулу угольную и/или электроэнергетическую компоненты. Это даже в большей степени, чем развитие спотовой торговли, грозит удешевлением контрактной стоимости газа.

Между тем говорить о зарождении регионального газового хаба, аналогичного хабам в США или Европе, в Китае пока рано. Для того чтобы превратить Шанхай в центр газовой торговли, необходима достаточно радикальная перестройка всего газового сектора: демонополизация, ослабление государственного регулирования, предоставление доступа к инфраструктуре третьим игрокам, развитие инструментов биржевой торговли, изменение валютного регулирования и т.д. Для всего этого потребуется время и, главное, политическая воля. Газовый рынок страны находится на стадии интенсивного развития, для которого нужны как предложение, так и инвестиции в инфраструктуру и добычу. Сложно себе представить, чтобы на данном этапе государство делегировало часть своих полномочий рынку и начало проводить демонополизацию нефтегазового сектора.

Перспективы создания газового хаба в других странах Азии
За исключением Китая и Сингапура, другие страны региона планов по созданию газовых хабов пока не строят. Япония намерена развивать биржевые инструменты торговли газом в отсутствие собственного центра спотовой торговли. Правительство страны объявило, что с 2015 г. на Токийской товарной бирже будет организована торговля газовыми фьючерсами. Цена контрактов будет привязана к спотовой цене на СПГ, поставляемый в Японию. Фьючерсы будут заключаться без обязательств физической поставки газа и использоваться в основном для страхования рисков, связанных с изменением спотовых цен на СПГ.

Вполне вероятно, что Южная Корея будет переориентироваться на спотовые цены Шанхайской биржи. Руководство корейской компании KOGAS - крупнейшего импортера СПГ в мире - во время визитов на китайскую биржу положительно оценило ее работу и заявило, что центр газовой торговли в Шанхае имеет все шансы стать новым ценовым ориентиром для стран Северо-Восточной Азии. В большинстве стран Азии условия для формирования центров физической торговли газом отсутствуют.

За исключением Сингапура, газовые рынки в государствах Юго-Восточной Азии не либерализованы; в Японии, Южной Корее и Индии газовая инфраструктура принадлежит вертикально интегрированным и, как правило, государственным структурам, доступ третьей стороны к ней ограничен или отсутствует. Япония и Южная Корея не обладают столь важной для обеспечения гибкости поставок возможностью торговать трубопроводным газом. Большинство азиатских потребителей вполне устраивает сложившаяся модель ценообразования, поскольку она позволяет им обеспечивать гарантированные поставки топлива по относительно прогнозируемым ценам.

Проблемы развития газовых хабов в Азии
Помимо ограничений, связанных с созданием газового хаба, существуют также ограничения, налагаемые высокой зависимостью азиатских стран от спотовых поставок. Возможность транспортировать газ в сжиженном виде теоретически позволяет организовать конкурентную торговлю СПГ на хабе, но на практике обеспечение гибкости поставок сжиженного газа затрудняется необходимостью одновременного выполнения целого ряда условий.

Во-первых, это обеспечение доступа третьих сторон к газовой инфраструктуре. В данном случае речь идет о регазификационных терминалах, подавляющее большинство которых законтрактовано на многие годы вперед - единственное исключение составляет терминал со свободным доступом в Сингапуре.

Во-вторых, это обеспечение торговой базы хаба. Большая часть предназначенного на экспорт СПГ также законтрактована, на спотовые поставки приходится всего 8-10% от торговли сжиженным газом и около 1% от общемировой торговли газом. Как уже было отмечено выше, настоящий толчок к развитию торговли на европейских торговых площадках дали сланцевый газ и последовавшее за этим перенаправление потоков СПГ на спотовые рынки Европы. Если аналогичная ситуация с резким увеличением предложения на рынке повторится - например, за счет развития добычи сланцевого газа в Китае, роста незаконтрактованных поставок СПГ из США, Канады, стран Восточной Африки, это может существенно ускорить развитие новых азиатских хабов. И наоборот, в отсутствие не обремененных оговорками о пункте назначения гибких поставок СПГ на рынке не будет самого предмета торговли, и доверия к площадке со стороны участников рынка не будет.

В-третьих, вопрос доверия связан не только с торгуемыми объемами, но и с уровнем ликвидности рынка. Газовому хабу даже такой либеральной страны как Великобритания потребовалось более 16 лет, чтобы достичь минимально приемлемых уровней ликвидности. Только одному хабу континентальной Европы - Зебрюгге в Бельгии удалось к этому уровню приблизиться. Очевидно, что на становление молодых азиатских хабов уйдут долгие годы.

В азиатском регионе пока отсутствует целый ряд существенных предпосылок, необходимых для развития полноценной рыночной торговли газом. Лишь в средне и долгосрочной перспективе постепенный отказ от привязки спотовых цен к JCC и переход на цены на газ, торгуемый в региональных хабах, вполне возможен. Многое будет зависеть от того, насколько настойчиво власти Китая и Сингапура будут развивать торговлю на зарождающихся в них хабах, а также и от того, как будет развиваться ситуация со сланцевым газом в Китае и экспортом незаконтрактованного СПГ из США, Канады, Восточной Африки и других стран.