Выстрел в ногу: Как Третий энергопакет ЕС поспособствовал росту цен на газ до $560

Обычно, когда речь заходит о европейском газовом рынке, сразу же всплывает тема Третьего энергопакета ЕС. Изредка комментаторы рассматривают проблему чуть подробнее, вспоминая о том, что одной из составляющих ТЭП является Газовая директива – именно в ней содержатся все правила и алгоритмы так называемого анбандлинга, то есть разделения торговли газом и управления газотранспортной системы.

И совсем уж редко вспоминают об еще одном документе, который хронологически появился сразу после публикации ТЭП – «Целевая модель европейского газового рынка», она же Gas Target Model, GTM. GTM, по мысли ее разработчиков и чиновников Европейской комиссии – желанная цель, несущая всем благо, к которой нужно стремиться всеми силами. Для тех, кто сомневается в логичности и экономической целесообразности GTM – штрафы, штрафы и еще немного штрафов. Разобраться с GTM просто необходимо – без этого нельзя до конца понять ценовое ралли на европейском газовом рынке, которое мы наблюдаем с весны 2021 года.

Целевая модель европейского газового рынка

В основе GTM – деление европейского газового рынка на 10 торговых зон (но это не точно – рынок «может решить» точнее), границы и даже количество которых представлены крайне схематично, зато точно известно, что их границы не будут совпадать с границами государств, то есть используется наднациональный принцип.

В каждой зоне должен работать торговый хаб, на площадке которого должны осуществляться все сделки по поставкам газа и по использованию газотранспортной системы, прямые контракты между поставщиками и потребителями предлагалось исключить. Каждая зона должна получать газ не менее, чем из трех внешних источников – таким вот директивным методом ЕК намерена добиться диверсификации газа. Как это должно выглядеть физически, никто особо не задумывался.

В Евросоюз на начало десятых годов трубопроводный газ поставляли три государственные компании: алжирская Sonatrach, норвежская Statoil (современное название – Equinor) и российский концерн Газпром. Нет, идей о том, чтобы тянуть алжирские газовые магистрали до Финляндии, а российские – до Португалии, ни у кого не было. Вполне достаточно построить на побережье регазификационные терминалы – и все проблемы решались, поскольку СПГ могли поставлять Катар и тот же Алжир. Кроме того, огромные надежды возлагались на СПГ, которые могли начать производить в результате сланцевой революции в США, на продолжавшиеся попытки реализовать проект МГП Nabucco (газ из месторождений Туркмении – морским МГП до Азербайджана, где объемы газа планировалось дополнить газом азербайджанским, далее через Кавказский хребет и через Черное море в Турцию, а затем уже по всей Европе), начиналась трагедия «сирийского газового креста» – проектов и прожектов хватало, потому европейские теоретики от газового рынка и позволили себе вот такой полет фантазии.

Согласно GMT внешним поставщикам (из стран, не входящих в ЕС) предполагалось разрешить закончить выполнение всех долгосрочных договоров по традиционной схеме (поставщик – покупатель и гронингенская модель долгосрочного экспортного газового контракта), а после этого было практически приказано перейти на новую контрактную систему:

1. Подписывается контракт с компанией-импортером;
2. Подписывается контракт на использование ГТС в каждой торговой зоне по принципу «вход-выход».

Конечный пункт поставки где-то в глубине Европы, и для того, чтобы газ добрался до него, нужно пересечь границы нескольких зон? Нет проблем – ведь все торговые зоны будут связаны интерконнекторными соединениями, все услуги по доставке газа можно просчитать и затолкать в договор единым пакетом, согласовав все условия с операторами транспортных систем. Ключевое слово здесь «будет» – пока не определены до конца границы торговых зон, не определено даже их количество, никто не может понять, сколько потребуется таких межзональных соединений. Здравый смысл? Нет, не слышали.

Как ведут себя европейские газовые компании, которые не желают расставаться с рассудком и логикой, в 2018 году наглядно продемонстрировала австрийская OMV. Если помните, она просто продлила действующий контракт с Газпромом до 2040 года на прежних условиях поставки – Баумгартен и никаких гвоздей. Ну, а вы, господа из ЕК, можете продолжать изобретать границы зон, интерконнекторы придумывать, деньги на них искать и так далее. Аналогично в июле 2021 года повела себя венгерская Panrusgaz, новый контракт с Газпромом которой подписан сразу на 15 лет.

Брюссельские пожелания – это одно, а необходимость обеспечения энергетической стабильности, безопасности и достаточности для ряда государств-членов ЕС – совсем другое. В очередной раз напомню, что мир европейских политиков, особенно их наднациональной надстройки и европейский мир реального газового бизнеса далеко не идентичны друг другу, второй далеко не всегда безропотно подчиняется первому, единства там нет и в помине.

Кружево европейских газовых хабов

О ТЭП и GTM можно писать достаточно долго, ЕК постоянно что-то изменяет, дополняет, исключает вводит новые условия, отменяют старые – чрезвычайно бурная деятельность, в которой, похоже, конечный результат мало кого интересует. Из того, что получилось – несколько реально работающих торговых зон на северо-западе Европы на реально созданных торговых хабах. Всего их на момент разработки GTM насчитывалось 17 штук, которые – вроде бы как –  и должны были сливаться друг с другом, пока их не осталось бы 10 штук.

На территории Германии до последнего времени действовали сразу две торговых зоны и два хаба – NCG и Gaspool, первая была рассчитана на торговлю газом Гронингена (менее калорийный газ), вторая – на торговлю российским и норвежским газом (высококалорийным). Однако планы правительства Голландии о полном прекращении добычи на Гронингенском месторождении летом 2022 года были известны с 2018 года, поэтому Германия успела подготовиться к этому событию.

Летом 2021 года NCG и Gaspool были объединены в один, получивший название THE, Trading Hub Europe, первые торги на котором должны начаться 1 октября 2021 года. Совершенно случайно – за пару недель до начала отопительного сезона и еще более случайно – то, что к этому времени есть вероятность ввода в эксплуатацию магистрального газопровода «Северный поток – 2».

Самые развитые хабы 2010 года, с максимальными объемами торговли – британский NBP и нидерландский TTF, вот только теперь на NBP никто внимания в ЕС внимания уже не обращает, а летом 2022 года ситуация на TTF изменится самым кардинальным образом – гронингенский газ торговался именно здесь, то есть объемы торговли резко уменьшатся. Самым крупным хабом центральной Европы был и остается австрийский CEGH (Сentral Europe Gas Hub), самый крупный хаб южной Европы – итальянский PSV, во Франции действует хаб PEG Nord. О перспективах CEGH после того, как будет замкнуто новое европейское газовое кольцо от Черного моря до моря Балтийского, наш портал уже писал.

Торговля на хабах постепенно развивается – в той же Германии, к примеру, около 50% газа покупается муниципальными газовыми компаниями, им такой механизм торговли технически удобен. Общая же задача, которую пытается решить ЕК – превратить газ в классический биржевой товар, с большим объемом «бумажной» торговли при помощи опционов, фьючерсов, форвардных сделок и так далее. Если эта задача будет выполнена, цену природного газа удастся оторвать от цены нефти, что, собственно, и является конечной целью всех этих бесконечных нововведений. При этом ЕК хочет добиться и полной связности рынка ЕС в физическом отношении – новые газопроводы-интерконнекторы как внутри отдельных торговых зон, так и между ними.

Но вот эта работа в полном объеме максимально близка к ненаучной фантастике – по предварительным оценкам, для достижения такого идеала требуется более 1 триллиона евро или, другими словами, процесс важнее результата. Поэтому конкуренция между хабами неизбежна – чем больше будет объем торгуемого газа, тем более репрезентативными станут цены того или иного хаба, тем большим станет влияние хаба на формирование газовых цен. Пока – именно «цен» во множественном числе, а не «цены» в единственном числе, поскольку момент, когда цены датского хаба NPTF станут репрезентативны для испанской PSB, настанет только в отдаленном, но, конечно, очень светлом европейском будущем.

В существующей реальности есть три крупных региона европейского газового рынка: северо-западный, центрально-европейский и южный. Хабы, которые окажутся способны максимально влиять на формирование цены в этих регионах и станут победителями в этой странной гонке, которую затеяла Еврокомиссия. Следствие очевидно – компании, которые добьются решающего влияния в таких хабах, смогут стать некоронованными королями газового рынка Европы.

Новые проблемы поставщиков трубопроводного газа

Насколько неудобна GMT для внешних поставщиков газа в ЕС – очевидно. Проще всего понять это на примере «Северного потока – 1» – его проект, как и проекты его сухопутных продолжений, разрабатывался до принятия ТЭП и его газовой директивы. Компания-оператор СП-1 – швейцарская компания Nord Stream AG, акционерами которой являются помимо Газпрома немецкие компании Wintershal DEA и E.ON, голландская Gasuine и французская Engie. Совладельцы МГП EUGAL – Wintershal и Газпром, насколько «сложно» было согласование тарифов на транспортировку российского газа по нему, очевидно.

По территории Чехии российский газ транспортируется по МГП Gazelle – вот тут приходилось и приходится торговаться, поскольку чешская компания Net4Gas не является акционером СП-1.

Далее, за пределами территории Чехии, газ снова идет по территории Германии – по МГП MEGAL, владельцем которого до принятия ТЭП была компания E.ON. Если коротко – акционеры СП-1 не только могли, но и в действительно, как бы поаккуратнее выразиться… гармонизировали работу всех перечисленных магистральных газопроводов, согласовывая свои экономические интересы.

Совладельцы NEL второго МГП, ведущего российский газ от побережья близ немецкого Грайфсваальда – Wintershal с Газпромом и голландский Gasuine, то есть и тут все было в полном порядке. E.ON после введения ТЭП пошел на то, чтобы продать MEGAL другому юридическому лицу, и теперь Газпрому и Engie, как конечному потребителю, приходится торговаться с этим новым владельцем, да еще и согласовывать все условия с регуляторами, отвечающими за отдельные торговые зоны, причем эти условия, по мысли Еврокомиссии, могут меняться ежегодно.

Вместо контракта между поставщиком и покупателем – пачка договоров «вложенных», масса дополнительных согласований и исчезновение стабильности цен для конечных потребителей. Добавьте ко всему этому бардаку еще и такой момент – Еврокомиссия не вмешивает налоговое законодательство стран-членов ЕС, то есть при прорабатывании контрактов с операторами торговых зон Газпрому, как поставщику, приходится учитывать еще и эти нюансы. Вообще, эта ситуация с налогами, которые регулируют национальные правительства, невольно заставляет задуматься над вопросом: а зачем тогда все эти потуги с унификацией всего европейского газового рынка? Унификация требуется для равенства условий для конечных потребителей, но как можно говорить о равенстве, если в разных странах – разные ставки и даже виды налогов?

Уход Газпрома из распределительных сетей европейских стран

Теперь о нескольких организационных следствиях как результатах введения ТЭП и его Газовой директивы. Газпром, подчиняясь этим требованиям, вынужден был выйти из состава акционеров газотранспортных компаний Финляндии, Эстонии, Латвии и Литвы, продав акции сторонним компаниям (отмечу, что продажи прошли вполне успешно – Газпром сумел продать свои акции по ценам более высоким по сравнению с ценами покупок). Выиграли эти страны от того, что «победили зависимость от Газпрома»? Газпром как акционер, принимал участие в инвестировании в ремонты и модернизацию газораспределительных систем этих государств – теперь его в списках инвесторов нет. Значит, деньги тем же «прибалтийским тиграм» приходится изыскивать самостоятельно. С учетом того, насколько мощно выглядит их экономика, поиск сводится к бесконечным просьбам о субсидиях в адрес Еврокомиссии.

Итого: ушли от зависимости от Газпрома для того, чтобы увеличить зависимость от Еврокомиссии. Впрочем, Эстония, Латвия и Литва – государства исключительно суверенные, пусть этим анализом занимаются самостоятельно.

От долгосрочных транзитных контрактов – к аукционам на бронирование мощностей

Еще один из постулатов GMT – долгосрочным газовым контрактам на поставку и транспортировку больше не место в практике европейского газового рынка. Еврокомиссия исходила из странной аксиомы: ЕС настолько привлекателен как платежеспособный рынок, что внешние поставщики газа готовы выстроиться в очередь и соглашаться с любым диктатом со стороны европейских потребителей и со стороны европейских компаний-операторов газотранспортных систем. Все условия поставок и транспортировки будут решаться в соответствии с условиями, которые будут складываться в различных торговых зонах.

Классический пример того, чем это заканчивается, добровольно демонстрирует на собственном примере Польша. В мае 2019 года закончился 15-летний контракт на транспортировку российского газа по польскому участку МГП «Ямал-Европа», оператором которого является компания GasSystem. Новый долгосрочный контракт с Газпромом подписан не был: GasSystem в строжайшем соответствии с ТЭП и GMT перешла на аукционную торговлю транзитными мощностями – на год, на полугодие, на квартал, на месяц и так далее. Что такое долгосрочный контракт? Возможность рассчитать прибыль, которая будет получена в этом году и лет на несколько вперед и, следовательно, возможность разрабатывать инвестиционные программы для расширения или модернизации газораспределительных систем.

«Через три года в городе N будет достроена новая газовая электростанция, для поставок газа на нее нужен газоотвод протяженностью L километров и компрессорная станция мощностью Z кубометров в год. Денег на это требуется X, за три года за транзитные услуги от Газпрома будет получено Y, остается найти еще W». Что теперь? А не явился Газпром на аукцион, на котором GasSystem планировала продать транзитные мощности с октября 2021 до октября 2022 года – не хочет, имеет на то полное право. И на полугодичный аукцион может не явится, и на квартальный не прийти. Как теперь планировать строительство, ремонт, модернизацию газораспределительной системы? Исключительно за счет собственных средств. Их недостаточно? Тогда – банк.

Первый вопрос с банком очевиден и естественен: Как уважаемые паны намерены возвращать кредит, который вы просите? За счет транзитных платежей? А как они у вас будут выглядеть? Ах, вы понятия не имеете, Газпром теперь транзитные мощности бронирует на один месяц, а кредит вам нужен на пять лет? Уважаемые паны, мы уверены, что именно сегодня, прямо сейчас вы желаете полюбоваться красотами прекрасной Варшавы – выход – вот там».

Утрирую, конечно, но ведь не очень сильно: вместо долгосрочного или хотя бы среднесрочного планирования инвестиционной деятельности европейские газотранспортные компании теперь вынуждены хеджировать риски в страховых компаниях, продавать облигации и изобретать иные способы извернуться. Это, конечно, для здоровья полезно – гибкость позвоночника увеличивается, но хочется-то совсем другого – спокойствия и уверенности в завтрашнем дне.

И дело не только в проблемах одной GasSystem – потенциальные новые потребители тоже хотят заранее знать, сколько будет стоить газ для их нового завода, фабрики или электростанции. Подписать долгосрочный контракт с Газпромом – нельзя, ТЭП и GMT не велит, только покупки на местном газовом хабе. Сколько транспортировка газа будет стоить – неизвестно, GasSystem сама без понятия. Повторю: Польша и GasSystem – всего лишь пример, точно такая же ситуация теперь складывается во всех государствах, правительства которых решили полностью соблюдать условия ТЭП и его Газовой директивы вкупе с правилами GMT. Испытывает реальный бизнес Европы удовольствие от всего этого или какие-то иные чувства и эмоции – вопрос риторический.

Европейский газовый рынок – рынок покупателей или поставщиков?

Но несовпадение теоретических изысканий Еврокомиссии с ее ТЭП и GMT – это не только проблемы польской GasSystem и польской газораспределительной системы. Основная цель, декларированная Еврокомиссией: европейский газовый рынок должен стать рынком покупателей, поставщики газа всеми силами будут пытаться пробиться на этот рынок, соглашаясь с любыми требованиями.

ТЭП был принят в 2009 году, окончательно имплементирован во всех странах ЕС в 2015 году. Вот и давайте попробуем ответить на простой вопрос: на сколько больше поставщиков газа в Европу стало больше за это время? Ответ известен – ровно один, Азербайджан, чья государственная компания SOCAR (State Oil Company of Azebaijan Republic) в консорциуме с иностранными компаниями сумела построить и ввести в эксплуатацию МГП TAP-TANAP. Но построен он только потому, что Еврокомписсия вывела его из-под действия ТЭП – только это позволило SOCAR решить вопрос с инвестированием, которое было предоставлено западными компаниями и банками.

Какие еще новые газовые магистрали появились за эти годы? Польша и Дания строят Baltic Pipe, финансирование почти 50% которого идет из бюджета ЕС. Очень много разговоров было вокруг проекта строительства МГП East Med: от шельфовых месторождений Израиля к шельфовым месторождениям Кипра, оттуда в Грецию, в Италию и далее везде. Проект, вероятнее всего, никогда не будет реализован, но давайте вспомним, какими были действия Еврокомиссии в этом случае. А ничего нового: проект был признан имеющим региональное значение, а потому заранее выведен из-под действия ТЭП. Вывод очевиден: ТЭП не стимулирует появление в Европе трубопроводного газа.

А что с СПГ? Да, на берегах Европы построены регазификационные терминалы, которые теоретически способны принять с моря до 200 млрд кубометров газа в пересчете на его обычное агрегатное состояние. Больше того – вложены средства, которые были необходимы для строительства новых газораспределительных систем, от моря вглубь территории. Все весьма серьезно, речь идет о многомиллиардных вложениях, вот только 200 млрд кубометров с моря по-прежнему остаются сугубо теоретическими – еще ни разу европейские регазификационные терминалы не были задействованы на 100% их мощности.

Причины тоже известны: как только на газовом рынке Юго-Восточной Азии уровень цен становится выше европейского, танкеры-газовозы забывают маршруты в Европу. Именно это мы наблюдаем в 2021 году – по показателю год-к-году объем поставок СПГ упал почти на 30%.

Вывод – ТЭП не стимулирует рост поставщиков не только трубопроводного газа, но и газа сжиженного. Красота полета мысли разбивается о суровую реальность, которая день за днем становится все суровее. 560 долларов за тысячу кубометров летом 2021 года, троекратный рост цен по сравнению с летом 2020 года – это тоже следствие введения ТЭП, следствие его навязывания всем газовым компаниям Европы.

Теперь остается обратить внимание на то, что вот эти 560 долларов за тысячу кубометров – это цена так называемого спотового газового рынка Европы. Не долгосрочных контрактов, которые все так же позволяет себе заключать Газпром и Sonatrach, а именно спотовые цены. Вот о том, что такое этот загадочный «спотовый газ», почему цены на него стали так стремительно расти, почему газовый рынок Европы у нас на глазах превращается из рынка покупателя в рынок поставщиков – в следующей статье.

Оригинал статьи:

https://jpgazeta.ru/vystrel-v-nogu-kak-tretij-energopaket-es-posposobstvoval-rostu-czen-na-gaz-do-560/