Газпром – фундаментальный анализ (без флуда)

Просроченная задолженность потребителей РФ за газ с января по июль 2017 года увеличилась на 11,3% и достигла 179 млрд рублей. Об этом говорится в сообщении «Газпрома».
«Неисполнение потребителями обязательств по оплате газа за период с января по июль 2017 года привело к росту просроченной задолженности на 18,2 млрд рублей –– до 179 млрд рублей», –– сказано в заявлении компании по итогам заседания комиссии по укреплению платежной дисциплины при поставках газа на внутренний рынок страны.
В «Газпроме» отметили, что более двух третей долга накоплены населением и теплоснабжающими организациями.
«При этом предприятия электроэнергетики в основном соблюдают платежную дисциплину. За семь месяцев 2017 года задолженность этой категории потребителей сократилась на 6,5 млрд рублей –– до 12,6 млрд рублей», –– рассказали в компании.
В 2016 году задолженность потребителей РФ перед «Газпромом» также увеличивалась по сравнению с предыдущими периодами. К началу 2017 года она составила 161 млрд рублей.
Ранее сообщалось, что за первые восемь месяцев текущего года добыча газа в России выросла на 12,6%, до 448,242 млрд куб. м, по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Также стало известно, что экспорт газа в Европу в 2017 году значительно превысит уровень 2016 года.

ВЛАДИВОСТОК, 7 сентября. /ТАСС/. Правительство России намерено сохранить единый экспортный канал для трубопроводного газа, сообщил в четверг в интервью телеканалу РБК министр энергетики РФ Александр Новак.
"Такой вопрос не стоит, - сказал он, отвечая на вопрос о возможности "либерализации" экспорта трубопроводного газа. - Мы обсуждали, у нас сейчас концептуально принято решение сохранить эту позицию".

Не сказано главное - в чьих руках будет этот единый экспортный канал: по-прежнему у ГП или же тем или иным способом выведут этот канал в специализированную компанию.

Компания DNV GL предоставила доклад Energy Transition Outlook, в котором изложила свое видение развития мировой энергетики в перспективе до 2050 года. Согласно Energy Transition Outlook, спрос на энергоносители в ближайшие годы будет расти и достигнет максимального уровня в 2030 году, а затем из-за энергосберегающих технологий начнется снижение, которое продлится в течение двух десятилетий. При этом, после 2034 года природный газ станет основным источником энергии. 
Согласно прогнозу DNV GL, в 2050 году доля нефти и газа в мировом энергетическом балансе составит 44% по сравнению с 53% в настоящее время. Эти два вида ископаемого топлива продолжат играть важную роль в обеспечении человечества энергетическими ресурсами, несмотря на рост доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ), использование которых поддерживается на государственном уровне во многих странах.
Доля всех ископаемых видов топлива в глобальном энергетическом балансе к 2050 году снизится c 81% до 52%. При этом, пик спроса на нефть ожидается совсем скоро, в 2022 году. Затем начнется падение из-за роста производства электромобилей. По расчетам DNV GL, в 2035 году половине продаваемых по всему миру автомобилей не потребуется моторное топливо – бензин или дизель – поскольку они будут оснащены электродвигателями. 
В перспективе до 2050 года газ и ВИЭ будут играть ключевую роль в обеспечении потребностей человечества в энергии. При этом, в качестве основного вида энергоносителей на смену нефти придет природный газ, пик спроса на который ожидается в 2035 году. 

В DNV GL особо подчеркивают, что переход к более широкому использованию газа уже начался. Крупнейшие энергетические компании мира стремятся увеличить долю газа в своих запасах, поскольку ожидают в ближайшие годы рост спроса на низкоуглеродное – экологически чистое топливо – к которому относится природный газ. Ожидается, что ускоренный переход на низкоуглеродное топливо начнется с 2022 году. 

Нефтегазовой отрасли прописали эффективность 
В течение двух ближайших десятилетий потребности в углеводородном сырье будут расти и достигнут максимального уровня, поэтому потребуются значительные инвестиции для обнаружения и разработки новых нефтегазовых месторождений, а также для поддержания добычи на старых. В связи с этим инвестиции должны осуществляться эффективно, чтобы получить максимальную отдачу и аккумулировать средства, необходимые для капитальных и операционных затрат в будущем. 
"Мы наблюдаем впечатляющие достижения в области инноваций, которые привели к сокращению расходов и повышению эффективности производства. Нефтегазовая отрасль должна продолжить движение по пути жесткого контроля над расходами, чтобы соответствовать возрастающим требованиям. Использование достижений в области технологий, существующей инфраструктуры и цепочек создания добавленной стоимости позволяет отрасли обладать потенциалом, который обеспечит энергетическую безопасность и сохранит ее долю в энергобалансе будущего", - сказала Элизабет Торстад, исполнительный директор DNV GL – Oil & Gas. 
"Цифровые технологии, стандартизация, дистанционные методы ведения работ – необходимые условия для сокращения затрат в будущем. Это также позволит улучшить ситуацию с воздействием нефтегазовой отрасли на окружающую среду. Мы также ожидаем, что отрасль будет использовать последние достижения в области проектирования промышленных объектов, создания моделей производства и выбора подрядчиков", - добавила Торстад. 

Cedigaz делает ставку на СПГ
Ранее Cedigaz – международная газовая ассоциация – обнародовала свой доклад, в котором назвала природный газ "ключевым транзитным топливом" при переходе к ВЭИ. Однако, в отличие от норвежско-германской DNV GL французская Cedigaz выделяет растущую роль СПГ в обеспечении мирового спроса на энергоносители. В Cedigaz уверены, что до 2035 году рынок СПГ будет расти значительно быстрее, чем рынок трубопроводного газа. Международная торговля СПГ будет расти на 3,7% в год, достигнув 669 млрд куб. м в 2035 году. При этом, 70% дополнительного спроса на СПГ придется на азиатские страны.
  
По расчетам экспертов ассоциации, до 2035 года спрос на газ в мире будет расти на 1,5% в год, а лидерами по темпам роста спроса станут Китай, Индия, Иран, Саудовская Аравия. Среди развитых западных стран рост потребления газа можно ожидать только в США. 
В Cedigaz считают, что доля газа в глобальном энергетическом балансе будет увеличиваться за счет угля и нефти, поскольку многие страны поддерживают использование экологически чистого топлива для генерации электроэнергии. 

Россия на мировом рынке газа
Россия является крупнейшим экспортером газа и второй крупнейшей газодобывающей страной в мире, уступая только США. В январе–августе 2017 года добыча газа в РФ увеличилась на 12,4% по сравнению с тем же периодом годом ранее, достигнув 448,24 млрд куб. м. Экспорт трубопроводного газа в страны дальнего зарубежья (европейские страны и Турцию) с начала до конца августа вырос на 12,1% в годовом исчислении – до 126,3 млрд куб. м. По словам главы Минэнерго РФ Александра Новака, Россия обладает крупнейшими в мире разведанными запасами газа, которых при существующем уровне добычи стране хватит более,чем на 50 лет. 
России является также производителем СПГ. В настоящее время в эксплуатации находится один СПГ-завод, расположенный на Сахалине, проектная мощность которого составляет 9,6 млн т/г. Весь СПГ экспортируется в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, преимущественно в Японию и Южную Корею. 
Кроме того, компания НОВАТЭК ведет строительство завода по производству сжиженного газа в рамках проекта "Ямал-СПГ". Реализация проекта предполагает строительство трех технологических линий мощностью 5,5 млн т/г каждая. Первая линия должна быть запущена в эксплуатацию до конца этого года. Поставки СПГ на мировой рынок планируется начать в конце 2017 года.

Все экспортные газопроводы собственность ГП. Обойти ГП не получится в любом случае.

Ещё один способ с помощью которого котировки ГП удерживаются на лоях... ГП сам себе платит мизерные дивы - 25% МСФО с Газпром нефти при этом владеет более 95% УК.... В период РАЗГОНА данный фактор сыграет свою роль - росчерком пера Миллера можно будет поднять выплаты ГПН в пользу ГП

США занимают первое место в мире по уровню добычи и потребления газа. "Газовая тройка" (Россия, Иран и Катар) обладает самыми крупными запасами газа на планете. А Сирия и Турция являются транзитными перекрестками поставок газа в Европу.
Газопровод как линия фронта
Первый трубопроводный маршрут доставки газа на рынки Европы предусматривал строительство магистрали из Катара через Саудовскую Аравию, Иорданию, Сирию и Турцию. Проект появился в 2000 году, расходы на его строительство (10 млрд долларов) готова была взять на себя Доха.
Проект второго маршрута появился в 2007 году. До недавнего времени он назывался "Южный поток" и предусматривал поставки газа в Европу из России по дну Черного моря через Болгарию. Сейчас он называется "Турецкий поток" и транзитером в нем значится Анкара.
Третий маршрут должен был пройти из Ирана в Сирию через Ирак с перспективой прокладки трубы по морскому дну в Грецию.
Первый маршрут называют суннитским, второй - российским, третий - шиитским. Все три невозможны без Турции. Камнем преткновения для суннитского маршрута стала Сирия, где правит шиитская верхушка. Российский маршрут уперся сначала в Третий энергопакет ЕС, потом в сбитый Анкарой самолет, а окончательно его мог похоронить военный переворот в Турции. Шиитский маршрут заморожен возникшим на его пути "Исламским государством" (запрещено в России).

Катар занимает третье место в мире по экспорту газа (106,4 млрд кубометров), поставляя его на мировой рынок в сжиженном виде (СПГ). Преимущественно в Азию, где цены порой в шесть раз превосходили американские и в два-три раза - европейские. Разница в цене и фактическая монополия Катара на рынке АТР (более 50% поставок) позволяли Дохе игнорировать остальных членов "газовой тройки". До 2011 года Россия предложила Катару более 30 совместных инвестпроектов, все предложения остались без ответа.
Однако ситуация изменилась. Экспорт СПГ нарастила Австралия (40 млрд кубометров). На азиатский рынок с сахалинскими СПГ-проектами вышла Россия (14,5 млрд кубометров). Китай построил три газовые ветки из Средней Азии (55 млрд), на очереди еще одна (30 млрд). Из России в Китай строится газопровод "Сила Сибири" (38 млрд кубометров), планируется строительство "Алтая" (30 млрд) плюс совместный (франко-китайско-российский) проект "Ямал-СПГ" (22,6 млрд кубометров).
При этом настоящий удар ниже пояса Дохе нанес Иран с другой стороны залива. Весь газ Катар добывает на персидском шельфе (Северный купол), вторая половина месторождения находится в территориальных водах Ирана и называется Южный Парс (общие запасы - 10% мировых). После договоренности с США о снятии санкций Иран пообещал довести добычу газа на Южном Парсе до паритетного с Дохой уровня.
Рост конкуренции подтолкнул Катар навстречу России и Ирану. Активизировалась работа в рамках Форума стран - экспортеров газа (Gas Exporting Countries Forum, GECF, 73% мировых запасов), негласно именуемого "газовой ОПЕК". В начале прошлого года эмир Катара впервые прибыл с официальным визитом в Москву, а в конце Суверенный фонд Катара принял участие в покупке акций "Роснефти" (19,5%). На 4 октября этого года намечена встреча министров стран GECF в Москве для обсуждения повестки саммита на уровне глав государств, который должен пройти в конце ноября в Боливии.
Среди членов "газовой тройки" Доха находится в самом географически неудобном положении. Россия наращивает трубопроводные поставки газа в Европу и Азию. У Ирана есть коридор для сухопутных поставок с Южного Парса в Европу через Турцию (мимо Сирии) или через Среднюю Азию и Россию (мимо и Турции, и Сирии). А также в АТР: в Китай через Среднюю Азию (мимо Афганистана) и в Индию через Пакистан.
Для участия Катара в этих проектах достаточно просто найти общий язык с другими их участниками, прежде всего с Ираном. Кстати, сближение Дохи с Тегераном объявят одной из причин блокады. Итак, все фигуры на "большой газовой доске" расставлены. Главный приз - рынки Европы и Азии.

Глобального рынка газа не существует, он разбит на три самостоятельных сегмента: рынок США, Европы и Азии. Они отличаются между собой контрактным правом, внутренней структурой, логистикой поставок и ценой.
США полностью самодостаточный и закрытый от внешнего влияния рынок. Там самая протяженная система газопроводов (2 млн миль) и самые большие резервы (110% годового потребления). Весь газ реализуется по краткосрочным контрактам (спот). Объемы поставок СПГ не превышают 1%. Импорт (без учета реэкспорта) - менее 4%.
Газовый рынок АТР на 80% зависит от импорта и формируется за счет СПГ. Япония, Южная Корея и Тайвань на 100% зависят от СПГ. Импорт газа по трубам (Туркмения - Китай) минимален. Объем резервов самый низкий в мире (КНР - 5% годового потребления). Риски самые высокие, поэтому трафик основан на долгосрочных контрактах с привязкой цен к "японскому нефтяному коктейлю".
ЕС - сложноорганизованный рынок.
Внутренняя добыча покрывает 35% спроса. Импорт на 86% состоит из природного газа. Поставки СПГ покрывают пиковые колебания рынка, резервных мощностей (20% потребления) не хватает. Более 80% импорта - долгосрочные контракты с привязкой цен к нефти, но для внутреннего потребления цены привязаны к споту, поэтому поставщики под угрозой судебных исков постоянно дают скидки.
Рынок Европы занимает срединное положение между рынками США и АТР, что иллюстрирует ценовая разница. В 2014 году, накануне старта информационной кампании по выводу США на мировой рынок дешевого СПГ, цена газа в Азии вдвое превышала цену российского газа на границе с Германией и в четыре раза - цену на рынке США. Эта разница и создала иллюзию рентабельности потенциальных поставок американского СПГ.
Премиальные цены на рынках Европы и Азии по отношении к рынку США определяются не товарными характеристиками газа (себестоимостью), а уровнем импортной зависимости, рисками доставки и соотношением СПГ/природный газ. Единый рынок (диверсификация местных рынков) неизбежно устранит ценовые диспропорции, и СПГ из США не сможет конкурировать с природным газом из России или Ирана.

Ценообразование рынка энергоносителей не отражает трудозатраты. Цена здесь лишь способ перераспределения природной ренты от скважины до потребителя.
К примеру, в цене барреля очищенной нефти доля самой нефти составляет всего 16%, остальные 84% - это налоги стран импортеров. В начале 1970-х это соотношение было 9% к 91%. В случае с газом четырехкратная разница цены российского газа на границе с Германией и цены, которую платит за него средний европейский покупатель, говорит сама за себя.

Большая газовая игра идет не против российского или иранского экспорта в Европу или Азию. Противоречия возникают не на национальном или территориальном уровне. Конфликт развивается между трубой и СПГ, между долгосрочными поставками и спотом, между инвестиционным и биржевым механизмом ценообразования. В конечном счете это древний конфликт между морем и сушей. В море нет границ. Труба же, наоборот, требует политической и правовой интеграции пространства, что осложняет (делает невозможным без политических последствий) появление на рынке новых игроков.
Суть конфликта - в выборе модели формирования общего газового рынка. Объединятся ЕС и АТР континентальными трубопроводами или интеграция пойдет по пути морских поставок СПГ? От ответа на этот вопрос зависит, кто будет обеспечивать режим безопасности и в какой валюте будут страховаться риски

отказ США от золотого стандарта доллара в 1971 году. Экспорт моментально потерял для Штатов всякий смысл, а импорт превратился в супервыгодную сделку. Одно дело продавать свою нефть за золото, номинированное в долларах, и совсем другое - покупать чужую в кредит под "честное пионерское". К 1973 году США увеличили импорт нефти в шесть с лишним раз. Свою добычу сократили и законодательно запретили экспорт.
С тех пор ничего в этой конструкции не изменилось. Главным глобальным товаром остается нефть (СПГ недавно вышел на второе место, обогнав железную руду), а ее эквивалентом на мировом рынке по-прежнему служит "честное слово" ФРС США. Цена на природный газ привязана к цене нефти.
Последствием 1971 года стала не только смена энергетической ориентации США. Кардинальному переустройству подвергся весь мировой рынок нефти. На смену картельному механизму ценообразования пришел биржевой, долгосрочный контракт заменил спот (разовые продажи). В начале 1970-х спот составлял всего 1-2%, к концу 1970-х он достиг 10-15%, а к 1986 году - 50-55%.
Это была революция. Дело в том, что нефтяная отрасль не подчиняется законам рынка. Низкие цены не увеличивают спрос, высокие его не снижают, а дебет скважины не зависит от производительности труда буровика. Конкуренция в нефтяном (золотом, газовом) бизнесе - нонсенс.
Нефть - конечный ресурс.
Цену нефти определяет не рынок, а владелец скважины. Нижний предел зависит от военно-политического потенциала покупателя. Верхний - от потенциала продавца. Чем больше разногласий среди продавцов (сунниты, шииты, тюрки, арабы), тем выгоднее покупателю, и наоборот. Равновесие рынка возможно только в форме картельного (политического) сговора, воплощенного в долгосрочном контракте.
До 1970-х годов все так и было.
Цены на нефть сначала устанавливала Standard Oil, потом ее "дочки", а потом "сестры" (семь вертикально интегрированных англосаксонских ТНК). Цена на нефть, которую установил еще Рокфеллер, все это время держалась на уровне двух долларов за баррель. Стартовавшая после Второй мировой войны деколонизация привела к национализации нефтедобычи на Ближнем Востоке. На рынок вышли вертикально интегрированные компании из других стран (Eni, Total), которые предложили нефтеносным странам более выгодные, чем "сестры", закупочные цены. Глава Eni Энрико Маттеи и вовсе совершил крамолу: договорился о поставках нефти из СССР.
"Скважины" уходили из-под прямого контроля "сестер". Круг заинтересованных сторон ширился. Спот изменил модель нефтяного рынка, ввел на рынок посредника (биржевой маклер), обладающего компетенциями для покупки нефти без твердых гарантий со стороны покупателя. Производителя отрезали от покупателя, сформировав новый механизм ценообразования (учета рисков).
С момента запуска этого механизма объем биржевых торгов так называемой бумажной нефтью (деривативы и фьючерсы без обязательств поставки) постоянно рос, заняв в итоге 98-99% рынка. В 2013 году объем торгов нефтяными фьючерсами на биржах Нью-Йорка и Лондона доходил до 3 трлн долларов в месяц (без учета деривативов), при этом продажи физической нефти не превышали 100 млрд долларов.
В цепочке перераспределения нефтяной ренты стал доминировать посредник, который зарабатывает и на росте, и на падении цен. Нефтяной рынок превратился в один из сегментов рынка финансового. Вывод, на первый взгляд, напрочь разбивает все вышеизложенное о газовой дилемме.
Зачем перетряхивать газовый рынок, если ты контролируешь цены на нефть, а газовые привязаны к ним? Зачем переворачивать вверх дном Ближний Восток, создавать преграды на пути строительства магистральных газопроводов и формировать энергозатратную СПГ-индустрию? Кто от этого выигрывает?
Однако видимость не всегда соответствует реальности. Когда биржевые объемы торговли газом превысят нефтяные, сохранять зависимость газа от нефти не удастся. При этом газовые скважины находятся в политически "неблагонадежных" руках (в отличие от нефтяных), а долгосрочный контракт необязательно заключать в долларах.

До 1985 года рынка газа в США не существовало, все виды газовой деятельности сертифицировались государством. По закону о газе (Natural Gas Act) 1938 года поставки и тарифы на прокачку, оценку фондов и транспортные издержки контролировали федеральные органы (вплоть до норм бухучета). Комиссии по энергетике на уровне штатов напрямую контролировали цены, удерживая их на низком уровне.
Добычей газа занимались мелкие компании. Промысел шел варварским путем, из скважины выкачивали "легкий" газ, после чего бурили новую. Низкие цены мотивировали потребителя (муниципалитеты) переходить на менее энергоемкое топливо (тепловой паритет нефти к газу 6:1), развивая трубопроводную инфраструктуру на местах. Освобождаемая из внутреннего потребления нефть шла на внешний рынок. На тот момент США были главным мировым экспортером нефти.
После отказа в 1971 году от золотого стандарта доллара и перехода на импортную модель потребления нефти стимул держать газовые цены низкими исчез. В 1978 году Конгресс США принял новый закон о газе (Natural Gas Policy Act), его целью стала дерегуляция газовых цен и их выравнивание с нефтяными. Создание общего рынка нефти и газа на федеральном уровне сформулировали как политическую задачу.
Никакой "невидимой руки", никакой "шоковой терапии". Все решения (добыча, транспорт, потребление) были предельно детализированы. Месторождения разбили на 26 категорий по дате бурения первой скважины, получению первого газа, типу скважины, виду контракта на поставку газа и т. д. Определили сроки и порядок дерегуляции. "Дорогие" в добыче месторождения - с 1979 года, вновь осваиваемые - с 1985-го, а на "старых" регулирование сохранили до полной выработки.
К 1985 году цены на газ в США не только сравнялись, но и превысили нефтяные. К этому моменту доля газа в мировом энергобалансе уже начала расти, а доля нефти снижаться. СССР и ФРГ заключили сделку века "газ в обмен на трубы". В 1985 году США ставят перед собой новую задачу: создать самостоятельный (независимый от нефти) национальный рынок газа.
Алгоритм решения понятен по схеме, отработанной на нефтяном рынке в 1970-е. Разрушить долгосрочный контракт, перейти на спот, ввести внутрь сделки посредника и застраховать возникающие риски биржевыми торгами. СПГтехнологий еще не существовало, и весь газ поставлялся по трубе (с одной стороны продавец, с другой - покупатель).
Задачу создания рынка внутри "трубы" решили командно-административным путем - тремя распоряжениями Федеральной энергетической комиссии. Сначала потребителя освободили от покупки обязательных объемов газа (take or pay) и разрушили систему гарантий всей цепочки. Потом выделили в самостоятельный вид бизнеса транспортные системы. Ввели на прокачку отдельный тариф и обязали транспортников покупать у производителя весь законтрактованный газ.
Вскоре выяснилось, что эта модель создает критические дисбалансы. Образовался контрактный разрыв, транспортников обязали покупать у производителя гарантированные объемы газа, а потребителю дали право этого не делать. Разрыв устранили с помощь третьего распоряжения, которое и сформировало современную модель газового рынка США. "Трубу" оставили самостоятельным видом бизнеса, освободили от обязательств по закупкам (take or pay) и разрешили включать плату за невостребованный потребителем газ в свои затраты и тарифы. Владелец "трубы" получил в руки рычаг давления и на производителя, и на потребителя, поэтому местные газораспределительные организации и магистральные трубопроводы остались под контролем государства.
США создавали свой газовый рынок как лабораторный опыт. Сегодня эту модель натягивают на рынок Европы. Принятый в 2009 году Третий энергопакет ЕС содержит те же самые принципы: вывод транспортировки в отдельный вид бизнеса; освобождение покупателей от контрактных цен и переход на спот; создание единого трансграничного мегарегулятора. Стокгольмский арбитраж недавно отменил take or pay и привязку к нефтяной цене не в принципе, а в рамках действующего контракта "Нафтогаза Украины" и "Газпрома".
Оказалось, что американская модель газового рынка при совмещении с системой энергоснабжения Европы создает критические внутренние напряжения.

Третий энергопакет отрезал поставщиков газа (доля "Газпрома" в европейском импорте - 45%) от самой доходной части рынка (внутренний транспорт). А бизнес-конфликт (контрактный разрыв между потребителем и производителем), разрешаемый в рамках единой юрисдикции административным распоряжением, в межгосударственном варианте обрел формат политического противостояния. Кто остался на трубе Двадцать шестого марта 2014 года в Брюсселе на саммите США - ЕС Барак Обама сделал два взаимоисключающих заявления. С одной стороны, он сказал, что США могут поставлять газа больше, чем надо Европе. А с другой - потребовал от ЕС принять самостоятельные меры для снижения энергетической зависимости от России, не возлагая излишних надежд в этом вопросе на США.
Два дня спустя Еврокомиссия по энергетике призвала остановить "Южный поток". 17 апреля Европарламент принял по этому поводу резолюцию, а 14 мая отказался от участия в конференции "Энергетический диалог Россия - ЕС: газовый аспект". В декабре "Южный поток" был официально закрыт. В ответ глава "Газпрома" Алексей Миллер заявил, что транзита через Украину не будет при любом раскладе, а Москва начала переговоры с Анкарой о строительстве "Турецкого потока".
Все это на фоне антироссийских санкций, под которые попали "Сургутнефтегаз", "ЛУКойл", "Роснефть", "Газпромнефть", "НоваТЭК" и "Газпром". На поставки в Россию технологий и оборудования по добыче и переработке нефти и газа ввели эмбарго. Против "Газпрома" начали антимонопольное расследование по соответствию его контрактов требованиям Третьего энергопакета.

Двадцать второго мая 2014 года "Газпром" и китайская CNPC подписали тридцатилетний контракт на поставку 38 млрд кубометров газа ежегодно по строящемуся газопроводу "Сила Сибири". Многие сделали тогда вывод, что контракт стал реакцией Москвы на обострение ситуации на европейском газовом рынке, вызванное украинскими событиями. На самом деле путь к этому контракту Россия и Китай начали десять лет назад, задолго до украинской истории.
Соглашение о стратегическом сотрудничестве CNPC и "Газпром" заключили в 2004 году, а в 2006-м в ходе визита Владимира Путина в Пекин подписали меморандум о строительстве двух газопроводов: из Западной Сибири - "Алтай" и из Восточной Сибири - "Сила Сибири". Эти проекты меняют инфраструктуру газового рынка, соединяя рынки ЕС и АТР. "Сила Сибири" доводит газ до Владивостока с ответвлением на Китай и с перспективой поставок на Корейский полуостров. "Алтай" должен пройти по техническим коридорам газовых поставок в Европу и врезаться в китайский газопровод "Запад - Восток", по которому поставляется туркменский газ и куда в перспективе может пойти газ из Ирана.
Если Европа и АТР будут интегрированы газопроводами, то США останутся единственным газовым рынком, монопольно зависящим от СПГ (как Япония сегодня). Трудно представить, какими издержками обернется газовый камингаут США (переход на импорт), если он случится в таких условиях. Но, как известно, везет тому, кто везет.

До 2004 года спотовые цены на газ были выше контрактных. И это логично. Спот изначально был рынком форс-мажора с высокой премией за риск.
В 2004 году цена на нефть начинает без видимых причин быстро расти (с 30 до 120 долларов), растут и привязанные к ней контрактные цены на газ. В 2007 году США снижают налоги на добычу газа и увеличивают на 25% отчисления землевладельцам, что привело к быстрому росту контрактов и добычи "сланца" (с 37 млрд до 212 млрд кубометров за четыре года). Американские цены резко ушли вниз, за ними потянулись и европейские спотовые площадки.
В результате разница цен на газ и нефть в США временами достигала необъяснимого разрыва - 12-15 раз. Переговоры Москвы и Пекина по формуле цены долгосрочных поставок стали буксовать. Пекин стал требовать привязки цен не к нефти, а к споту. В итоге сроки по "Силе Сибири" сдвинулись, а переговоры по "Алтаю" идут до сих пор.
Сегодня все объяснения этого ценового феномена сводятся исключительно к "сланцевой революции". Логика при этом предлагается простая: сланцевый газ дешевый, его много, вот он и сбил цены. Возникающие при этом простые вопросы никто не задает, а ответов на них никто не ищет.
Почему ни одна страна мира не повторила сланцевый бум, если запасы дешевого сланцевого газа есть везде? Почему сланцевый газ дешевый, если технология его добычи более сложная? Почему "сланец" сбил цены только на газ, а цены на нефть, наоборот, выросли, если добыча нефти в США в последнее время росла намного быстрее газовой? И наконец, почему сходный по сферам применения и техническим характеристикам товар в условиях рыночного ценообразования вел себя так разнонаправленно?