Диверсификация по-польски

После ввода регазификационного терминала в Свиноуйсьце Польша устами различных ответственных государственных деятелей не раз заявляла о своих намерениях последовательно продолжать диверсифицировать источники поставок газа для страны и отказаться от поставок газа из России после истечения срока контракта с «Газпромом» в конце 2022 г. Какова может быть экономическая выгода от диверсификации и так ли целесообразно совсем отказываться от импорта газа из России?

В 2017 г. диверсификация на практике осуществлялась путем закупок природного газа у Катара по долгосрочному контракту и спотовых сделок, обеспечивших порядка 1,9 млрд куб.м. Эти усилия были подкреплены дополнением к контракту с Qatargas, по которому объемы поставок были увеличены до 2,7 млрд куб.м в год начиная с 2018 г. В 2017 г. был подписан 5-летний контракт между PGNiG и британской Centrica на поставку на терминал СПГ в Свиноуйсьце, который предусматривает поставку девяти партий СПГ в год сроком на 5 лет. Контракт должен способствовать дальнейшей диверсификации газоснабжения до того момента, как будут начаты новые глобальные поставки СПГ и введен в эксплуатацию новый газопровод из Норвегии.

После 20 лет обсуждений с третьей попытки состоялось долгожданное заключение соглашения о строительстве газопровода «Балтийская труба» с Данией на объем 10 млрд куб.м в год норвежского газа.

Срок завершения работ намечен на октябрь 2022 г., то есть газопровод должен войти в эксплуатацию чуть ранее срока истечения контракта польской PGNiG и «Газпрома». Максимальный объем инвестиций по проекту оценивается датской Energinet – вторым участником проекта – в $2,5 млрд при максимальной длине нового газотранспортного маршрута 950 км и четырех компрессорных станциях. Три из них будут построены в Польше для распределения поступающего газа. В апреле 2018 г. было анонсировано начало укладки газопровода «Балтийская труба» в 2020 г., для чего в конце 2018 г. должно быть принято окончательное инвестиционное решение и определены источники финансирования. Польская компания PGNiG выступила компанией, полностью резервирующей для себя мощности нового газопровода.

PGNiG продолжила консолидацию своих норвежских активов, результатом которой стало приобретение у Equinor (бывш. Statoil) доли в месторождении Tommeliten Alpha за $220 млн. Таким образом, в настоящее время PGNiG участвует в 20 лицензиях на норвежском континентальном шельфе и является оператором в двух из них. Стратегия состоит в том, чтобы создать ресурсную базу для поставок в Польшу, и рассчитывает довести добычу на норвежском шельфе до 1,1 млрд куб.м в год, увеличив ее с нынешних 0,6 млрд куб.м.

Очевидно, что до 2022 г. PGNiG будет пытаться и дальше увеличивать свое производство за счет геологоразведочных работ и развития добычных операций на своих участках, а также путем приобретения долей в сторонних активах, чтобы максимально заполнить «Балтийскую трубу» газом, который она будет добывать самостоятельно.

Однако главным событием, которое вызвало бурную реакцию российского экспертного сообщества и было справедливо воспринято в качестве угрозы позициям «Газпрома» на рынке Польши, стало привлечение PGNiG американских производителей СПГ для решения задачи диверсификации. Еще в июне 2018 г. польская компания подписала с двумя американскими компаниями меморандумы о закупках СПГ. Речь идет о Venture Global LNG, привлекающей в настоящее время инвестиции для строительства двух заводов СПГ суммарной мощностью 31,6 млн тонн в год, и Port Arthur LNG, которая решает задачу строительства нового завода с производственной мощностью 11 млн тонн.

В октябре первое соглашение было трансформировано в полноценный контракт на условиях FOB (free on board – по терминологии Incoterms). Согласно этому условию, 2 млн тонн (или 2,7 млрд куб.м) СПГ в год на протяжении 20 лет действия контракта будут переходить в собственность польской компании в порту отгрузки. Это означает, что PGNiG имеет широкие возможности по применению этого газа.

Американский газ может быть использован для поставок в Польшу, для самостоятельной реализации на других рынках, например в Северо-Восточной Азии, а также для своповых торговых операций СПГ с Норвегией, Алжиром и даже Россией («Ямал СПГ»).

Для американской компании заключение контракта является основой для привлечения проектного финансирования для строительства завода и подтверждением серьезности экспортных намерений в диалоге с правительством. На момент подписания контракта Venture Global LNG планирует на 2019 г. принятие финального инвестиционного решения и получение всех необходимых разрешений от американского правительства по обоим заводам. С учетом текущей позиции администрации Дональда Трампа по расширению экспорта СПГ в Европу компания рассчитывает добиться режима наибольшего благоприятствования. Кроме PGNiG, покупателями СПГ заводов являются Shell, BP, Repsol, Galp и ряд других компаний, при этом все контракты заключаются на условиях FOB. Наличие в качестве покупателей ведущих газовых компаний означает, что у крупных игроков есть твердая уверенность в том, что проект будет реализован.

Участие PGNiG как европейской компании с рынка, которому угрожает «российская монополия», вносит свой колорит, дополняя коммерческую составляющую политической, и увеличивает и без того высокую вероятность государственной поддержки.

Подготовка контракта с Port Arthur LNG также находится в завершающей стадии, и там также предусматриваются условия FOB.

Оставляя в стороне зыбкий вопрос ценообразования на природный газ в 2022 и 2023 гг., когда будут начаты поставки СПГ для PGNiG с привязкой к индексу Henry Hub, и не додумывая деталей, которые могли бы прояснить слова руководителя компании г-на Возняка о более дешевой цене (до 30%) по сравнению с российскими поставками, можно сделать вывод о том, что PGNiG целенаправленно стремится снизить до комфортных 25-30% долю поставок «Газпрома» в будущем, превратив российскую компанию в замыкающего поставщика.

Несмотря на громкие заявления польских политиков о необходимости полного отказа от импорта газа из России, разумнее предположить то, что позиция PGNiG на переговорах будет заключаться в том, чтобы выторговать для себя более выгодные условия поставок, бравируя наличием реальных возможностей импорта СПГ и потенциальных – импорта трубопроводного газа из Норвегии.

Ведь большее количество поставщиков наряду с различными условиями контрактов дает больше возможностей и для диверсификации портфеля, и для получения дополнительной прибыли.

Если допустить к 2023 г. увеличение спроса на газ на 10% к уровню 2017 г., то объем потребления может составить 21 млрд куб.м, который может быть обеспечен следующим образом:

1. Собственная добыча газа в Польше стабилизируется на уровне 3,5 млрд куб.м в год.
2. «Балтийская труба» обеспечивает в первый год отбор до 5 млрд куб.м в случае ввода в эксплуатацию в 2022 г. с потенциалом дальнейшего увеличения до 6-7 млрд куб.м в случае отсутствия новых открытий и более выгодных альтернатив реализации газа для компаний, работающих на шельфе Норвегии.
3. Терминал СПГ в Свиноуйсьце расширяется с нынешних 5 до 7,5 млрд куб.м в год, что предусматривается проектной документацией. Источники поставок: долгосрочные контракты с Qatargas, Centrica и двумя американскими компаниями Venture Global LNG и Port Arthur LNG. По совокупности эти поставки покрывают расширенные производственные мощности терминала СПГ.

При таком раскладе возможный дефицит газа составляет 5 млрд куб.м, которые нужно будет добирать либо на спотовом рынке Германии, либо путем заключения контракта с Россией на срок от 1 до 10 лет. Выбор временного интервала будет определяться реальными возможностями поставок газа из Норвегии за пределами 2023 г.

Очевидно, что бизнес-логика диктует сохранение восточного направления импорта газа.

Другое дело, что здесь возникает вопрос цены и гибкости, то есть снижения уровня условий «бери или плати».

Имея контракты на условиях FOB c американскими компаниями, PGNiG может иметь дополнительный вариант доходов от реализации этого газа на других рынках, а полученные средства направлять на оплату российских поставок, то есть осуществление пространственного арбитража. Например, объем поставок российского газа может быть зафиксирован на максимальном уровне 7,5 млрд куб.м при минимальном объеме условий «бери или плати» на уровне 5 млрд куб.м. Цена газа должна быть привязана к немецкому газовому хабу за минусом транспортных расходов от этого хаба до пункта передачи прав собственности на газ от «Газпрома» к PGNiG. В этом случае налицо и снижение законтрактованных объемов и ценовых параметров, а также сохранение российского поставщика в качестве источника газа.

Станислав Рогинский,

доцент Высшей школы экономики