Наша стратегія - продавати газ на біржі, частину на споті і по прямим контрактам - Андрій Довганюк

Наша стратегія - продавати газ на біржі, частину на споті і по прямим контрактам - Андрій Довганюк

 

Андрій Довганюк, Директор комерційного департаменту СП «Полтавська газонафтова компанія», в ексклюзивному інтерв’ю ExPro про високі ціни на природний газ і нафту, про стратегію реалізації вуглеводнів та чому потрібно змінити нарахування ренти.

 

Ціни на ринку природного газу досягли рекордних значень. Чи були ви готові до такого розвитку ситуації? Що призвело до цього?

Так, сьогодні ціни справді дуже високі. На початку року наше бачення було максимум до €30/MWh ( ̴$370/тис куб м). Проте вже ближче до кінця березня – початку квітня ми зрозуміли, що ціни будуть зростати. Спілкуючись з колегами-видобувниками, розуміємо, що ніхто не очікував росту до $570-580/тис куб м (без ПДВ). Про таку ціну могли тільки мріяти. Поки що ми не бачимо ніяких передумов для зниження цін, принаймні до березня наступного року.

Головна причина стрімкого росту цін – попит на природний газ збільшився з процесом відновлення економік після пандемії. Насамперед, ріст спостерігається в Азії через швидке відновлення Китаю, а також в США та Європі. Згідно прогнозам IEA (International Energy Agency – ред.) попит на газ зросте на 7% в порівнянні з доковідними показниками.

Другий важливий фактор – ера глобальної декарбонізації, яка зараз знаходиться ще у зародковому стані. Наскільки швидко світ зможе рухатися у цьому напрямку поки невідомо. Успіх у скороченні викидів парникових газів на 50% залежить від скорочення викидів на ТЕС, які працюють на вугіллі, скорочення викидів метану та зниження видобутку корисних копалин. Як наслідок, з початку року ціни на викиди CO2 у Європі зросли фактично удвічі: якщо було близько €25/т, на початку 2021 року становили – вище €50/т. Це суттєво вплинуло на ціни на природний газ, який є набагато чистішим альтернативним паливом для ТЕС.

Наступний чинник – технічне обслуговування родовищ у Норвегії, як планові, так і позапланові та скорочення поставок газу до Європи, насамперед у липні. Традиційно зупинявся «Північний потік» та «Ямал-Європа». Зупинка газопроводів не була компенсована збільшенням транзиту газу через Україну, як у минулі роки. В свою чергу, це вплинуло на дефіцит газу у Європі та призвело до підвищення цін на LNG на конкурентному азіатському ринку. Європейські ціни на трубопровідний газ в червні 2021 року продовжили зростати на тлі аномальної спеки: індекс TTF збільшився на 14,8% до травня 2021 року. Більше того, не варто забувати і про рекордно низькі запаси природного газу у європейських підземних сховищах газу.

Коли стало зрозуміло, що ціна буде високою?

У квітні ми вже відчували, що ціни будуть зростати, хоча до якого рівня стало більш зрозуміло на початку червня. Ситуація навколо вакцинації стрімко змінювалася і, відповідно, змінювалися прогнози щодо подальшого тренду світової економіки – чи це буде зростання пов’язане із виходом з локдауну через проведені вакцинації, чи навпаки, подальше падіння як результат продовження локдауну та економічної стагнації . Ми слідкуємо та аналізуємо глобальні фактори при побудові власного прогнозу.

Всі задаються питанням – до якого рівня все-таки ціни можуть вирости?

Це залежить від сукупності багатьох факторів. Перший і найбільш глобальний – вплив пандемії Covid-19, зокрема нових штамів та дієвості вакцини. Якщо не буде жорстких локдаунів та ринки продовжать розвиватися, ціни будуть стабільно високі. Якщо введуть локдаун, що ніхто не може передбачити, то ціни обваляться, проте до якогось мінімуму – я думаю нижче $400/тис куб м не буде. Максимальний рівень зараз, який ми бачимо – $600-700/тис куб м. Зауважу, що ринок в Україні не поспішає до зросту і різниця між цінами у Європі та в Україні збільшується.

Другий фактор – це запуск «Північного потоку – 2», який несе багато ризиків для цін. Нещодавно ми бачили, як одна фейкова новина за лічені хвилини змінює ціни на €-3/MWh, а наступного дня це може повторитися (Газпром повідомив про запуск ПП-2 – ред.) Проте, підземні сховища у Європі залишаються напівпорожніми, а також аварія в Росії скоротила поставки газу через «Ямал-Європа» і «Газпром» почав відбирати газ з європейських підземок для виконання контрактів. Більше того, ПСГ Росії заповнені лише на третину. Питання чи вийдуть вони на доаварійний рівень поставок залишається відкритим.

Як пише Bloomberg, ера дешевого природного газу завершилася, ми очікуємо на високі ціни.

Що нам чекати в цьому опалювальному сезоні? Газ – сезонний продукт, влітку споживання мале, взимку – високе. Чи може бути якийсь збій з постачанням природного газу? Як ви оцінюєте підготовку до опалювального сезону?

В українських підземних сховищах понад 18 млрд куб м газу. Якщо минулого року споживання газу в Україні було 30 млрд куб м, то цього року очікуємо на рівні 28-29 млрд куб м. Запасів на початок опалювального сезону у розмірі 19 млрд куб м, як хоче НАК «Нафтогаз України», більш ніж достатньо. Видобуток залишається стабільним, приватні компанії навіть поступово нарощують видобуток газу. Моя думка – проблем з постачанням природного газу не буде.

Передбачається, що значного імпорту не буде цього року, оскільки майже ніхто з імпортерів не постачає газ в Україну. Це пов’язано з тим, що ціна в Україні «імпортний паритет – дисконт до ціни імпорту», при чому мінус доволі значний, через неспроможність українських компаній закладати до собівартості своєї продукції природний газ за такими цінами.

Цей мінус дає економічний інтерес для експорту газу?

Економічний інтерес є, проте для експорту газу потрібно більшу різницю в ціні.

І ви готові експортувати?

Теоретично так. Для цього потрібен вигідний контракт. Нагадаю, що СП ПГНК була першою компанією, яка експортувала газ з України ще у 2003 році.

Чи зберігає ваша компанія газ у підземних сховищах? Якщо так, то для чого?

СП ПГНК, як видобувна компанія, тримає певні запаси газу в підземних сховищах на випадок форс-мажору. Раніше це було близько 5 млн куб м, зараз – 3-5 млн куб м. Сьогодні газ також потрібен для щодобового балансування обсягу газу СП ПГНК у газотранспортній системі, оскільки видобуток не завжди стабільний. Балансуватися газом ТОВ «Оператор ГТС України» економічно не вигідно, тому ми використовуємо свій газ, як і багато учасників ринку.

Ваша компанія за останні місяці збільшила видобуток як нафти, так і газу. З чим це пов’язано?

Протягом 2020 року відбулося певне зниження видобутку через різке падіння цін та призупинення капітальних інвестицій. Цього року ми відновили свою інвестиційну програму з буріння, тому бачимо позитивний результат. Проводиться інтенсифікація свердловин. На Ігнатівському родовищі у травні ми пробурили свердловину №149, яка приблизно на 30% підвищила видобуток нафти, проте газ на ній йде більше як супутній продукт. Якщо у березні-квітні видобуток нафти складав близько 3 тис т в місяць, то після запуску свердловини – 4 тис т. Також завершили КРС свердловини №29 на цьому ж родовищі. В основному завдяки цим двом свердловинам підвищився видобуток нафти і газу.

У вас і раніше були прямі контракти? Якщо говорити про структуру продажів, то більшу частину газу продаєте на трейдерів?

Наша стратегія це продавати газ на біржі, частину на споті і по прямим контрактам. Так, ми працюємо з трейдерами – це як великі імпортери серед іноземних компаній, так і великі українські трейдери. До прикладу, на початку року, коли ніхто не розумів куди буде рухатися ринок, ми уклали форвардні контракти на літні місяці (з травня по вересень), частину обсягу по формульному ціноутворенню для диверсифікації ризиків. На той час не було впевненості щодо цін влітку. Решту обсягу ми залишили для споту та біржі.

Чи щось змінилося у цій структурі за останній час? Можливо, стало менше кінцевих споживачів?

У нас ніколи не було багато кінцевих споживачів. Вони з’являються періодично, тому що ринок дуже конкурентний. Зараз фактор ціни має більший вплив, ніж довіра і довга співпраця. У багатьох підприємств собівартість продукції сильно пов’язана з вартістю газу. Ми не прихильники демпінгу, коли на ринку є можливість продати дорожче. З населенням і сегментом бюджетників ми взагалі не працюємо.

В останні місяці видобуток газу у вас зріс?

Так, товарний газ, або як ми його ще називаємо експортний газ – зараз близько 15-16 млн куб м в місяць. Працюємо над підвищенням видобутку, проте родовища виснажені. Тому дивимося на можливі нові ліцензії.

А як ситуація з нафтою? Ви уже зазначили, що збільшили видобуток нафти за рахунок свердловин на Ігнатівському родовищі. Чи є ще потенціал?

Звичайно, потенціал є. У нас є Мовчанівське родовище з досить перспективною геологією з точки зору видобутку. Наша високопрофесійна команда геологів та технічних спеціалістів працює над цим.

Як ви вважаєте, ринок нафти в Україні менш передбачуваний, ніж по газу?

Світовий політичний вплив, обсяг видобутку та можливі важкопрогнозовані перебої у поставках значно впливають на кореляцію цін як нафти, так і природного газу. Останні прогнози світових агентств на наступний рік – Brent близько $68/барель – відносно стабільно. Ми розуміємо, що світове споживання нафти буде зростати, зокрема і в США. За прогнозами IEA у 3 кварталі 2021 року ріст світового попиту на нафту складе близько 6% у річному вираженні.

А ви працюєте з УГВ по постачанню нафти?

У минулому році ПГНК мала угоду з УГВ на поставку 3 000 т нафти сирої на Шебелинський НПЗ (Šhebel – ред.).

Наскільки вам цікаво працювати за «давальницькими схемами» нафтопереробки?

Це інший бізнес зі своїми ризиками та специфікою. Такий досвід був цікавий, але залишки продукції потім важко реалізувати. Потрібно працювати на постійній основі та більшими обсягами.

ПГНК помітний гравець на ринку скрапленого газу, компанія також збільшує обсяги виробництва скрапленого газу. Яка зараз ситуація на цьому ринку?

Минулого року ми модернізували нашу установку вилучення скрапленого газу і ближче до кінця липня отримали значний приріст обсягів – близько 20%. Приріст цього року пов’язаний безпосередньо із збільшенням видобутку газу і нафти. На сьогодні чітко виражений дефіцит на спотовому ринку скрапленого газу, що і спонукає до росту цін. Нещодавно ми реалізували LPG продукт по рекордній ціні в Україні - 30100 гривень за тону на власній платформі e-trade.ppc.net.ua, завдяки нашій високій якості та сприятливої цінової кон’юктури на ринку.

На сьогодні чітко виражений дефіцит на спотовому ринку скрапленого газу, що і спонукає до росту цін

За рахунок чого у вас висока якість скрапленого газу?

За рахунок передового канадського обладнання Propak System, а також відсутність сірки в сировині.

Яких фракцій більше? Чи готовий скраплений газ до використання?

У нас пропан-бутан в пропорції близько 60% пропану и 40% бутану. Продукція повністю відповідають стандарту ДСТУ EN 589:2017. Також у нас є власна лабораторія, яка акредитована НААУ (Національне агентство акредитації України – ред.). Плануємо надавати послуги з сертифікації скрапленого газу третім сторонам. Ми активно працюємо у цьому напрямку.

Чи є потенціал до збільшення виробництва скрапленого газу? На вашій модернізованій колоні скільки можна виробляти?

Наші проектні потужності близько 120 т на добу. Максимально за 10 років ми виробляли 93 т/добу. Виходячи з компонентного складу сировини, яка подається на завод, на сьогодні отримуємо до 60 т на добу.

При збільшенні загального видобутку сировини є можливість збільшити обсяги виробництва скрапленого газу.

Відомо, що у нас ринок скрапленого газу працює «з коліс», виробили – продали. Якщо стаються якісь затримки, то на ринку одразу відчувається дефіцит. Ви не розглядали варіант побудови ГНС або резервуарів?

У нас був такий проект, робили розрахунки. Зрозуміло, що коли ціни на ринку були низькі, період окупності проекту був дуже великим і ми його не запускали. В проекти, термін окупності яких понад 2 роки, ми не заходимо. Зараз, коли ціни зросли, ми повертаємося до розгляду такого проекту. Ми планували зробити ГНС на 1 тис т. Крім цього, розглядали можливість надавати послуги зберігання для третіх сторін. Наше розташування дуже хороше, можемо охопити три області: Харківську, Полтавську і Дніпропетровську. Ми вивчаємо цю можливість як бізнес-проект і проводимо розрахунки. Перший раз ця ідея виникла ще у 2016 році і є всі розрахунки, проте зараз, зрозуміло, їх потрібно оновити.

Рента має сплачуватися з прив’язкою до внутрішніх цін в Україні, а не до зовнішніх.

Питання по ренті на видобуток природного газу, яку сплачують видобувні компанії. У нас традиційно Мінекономрозвитку бере за основу середньозважену ціну розмитнення імпортного природного газу і від нього рахували ренту. Зараз у нас імпорту майже немає, розмитнення йде з «митного складу» старих запасів, крім того газ в Україні торгується нижче, ніж у Європі. Деякі видобувники скаржаться, що рента дуже висока. Як ви бачите ситуацію?

Зрозуміло, що коли у нас на ринку «імпортний паритет-», а ренту прирівнюють до імпорту, видобувні компанії переплачують і їм це не подобається. Проте, іншого механізму нажаль поки що немає. Економічно доцільно та справедливо прив’язуватися до внутрішнього ринку при сплаті ренти. Потрібно прагнути до внутрішніх котирувань, до створення ліквідного українського газового хабу. Інакше ми не зсунемося з місця. Однозначно рента має сплачуватися з прив’язкою до внутрішніх цін в Україні, а не до зовнішніх.

Які плани у ПГНК на наступний рік?

Розвиток власних родовищ та купівля нових ліцензій і активів. Також розширення співробітництва з державними і частково-державними компаніями, а саме сервісні послуги з капремонту.