Нефть Капитал

121 подписчик

Свежие комментарии

  • Алекс М
    А где же прославленный "Академик..." Или опять горючку расходует на просторах мирового океана?100 дней до финиш...
  • Алексей Сафронов
    Позорище в том, как госкомпания Газпром, оказалась в юриспруденции Нидерландов, а не то что теперь они возвращают сво...«Газпром» возвращ...
  • ВАЛЕРИЙ ЧИКУНОВ
    Это что ж получается теперь пятилетку будут выполнять 15 лет за те -же деньги , а кто будет курировать и отчитываться...План реализации э...

«Замороженный газ», ч.2

«Замороженный газ», ч.2

Продолжение. Начало от 09.06.2020 С газом, но без денег Аналитики IHS Markit считают, что, несмотря на падение спроса на газ в Европе на 5% в 2020 году, импорт СПГ вырастет на 7% — до 90 млн т. «На первый взгляд такая устойчивость кажется парадоксальной, но она отражает роль Европы на СПГ-рынке — последнего прибежища», — говорится в обзоре компании. «Произошло неизбежное. Загрузка мощностей СПГ в США начала спад в ответ на рыночные силы, усугубленные COVID-19. Мы являемся свидетелями исторического события, когда американский СПГ берет на себя новую роль компенсирующего поставщика», — заявил исполнительный директор IHS Markit Террелл Бенке (Terrell Benke). За последний месяц европейские спотовые цены упали ниже уровня Henry Hub. «Начался отказ от СПГ, и США остаются без денег», — пишут аналитики WoodМас. Западные эксперты считают, что загрузка СПГ-мощностей в США упала до 65% и будет падать дальше — до 50% с учетом летних дифференциалов, которые оставят американский СПГ без денег с учетом предельных краткосрочных издержек как минимум до сентября. По словам консультанта VYGON Consulting Екатерины Колбиковой, доля американского СПГ в общих закупках сжиженного газа в Европе в мае снизилась до 17% относительно среднего уровня в 28% с январе–апреле 2020 г.

«В основном страдают спотовые отгрузки, тогда как поставки, которые были захеджированы, сглаживают это падение. В мае 2020 г. впервые с 2008 г. внутренние цены на газ в США превысили уровень европейских спотовых котировок, что априори делает экспорт американского газа экономически неэффективным. Такая ситуация может сохраниться до сентября 2020 г. Поэтому даже без учета заявлений об отмене около 20 и 40 партий СПГ из США в июне и июле соответственно, эквивалентных 4,2 млн т СПГ, продолжение падения экспорта СПГ из США будет неизбежным», — соглашается аналитик. Как сказал аналитик по газу «Сколково» Сергей Капитонов, поставщики американского СПГ закупают газ на хабе Henry Hub по рыночным ценам с 15-процентной премией, затем платят оператору завода фиксированный (толлинговый) платеж в объеме $2-3,5/MMBtu ($70-120 за тысячу кубометров) за услуги по сжижению. СПГ еще необходимо доставить до Европы (порядка $1/MMBtu или $35 за тысячу кубометров) и регазифицировать (около $0,5/MMBtu или $18 за тысячу кубометров) для подачи в сеть. «В текущих спотовых ценах даже без учета толлингового платежа экономика поставок американского СПГ в Европу уже ниже рентабельности, а с учетом платежей за сжижение — глубоко в красной зоне. Однако пока поставщику выгодно не останавливать поставки, а искать возможности оппортунистических поставок на прибыльные рынки, плюс, конечно, трейдеров выручают долгосрочные сбытовые контракты, цены по которым гораздо выше спотовых котировок», — считает он. Всё плохо. Но не у всех Однако идеальный шторм все еще не «идеален». Портфельные СПГ-игроки, такие как Shell и Total, имеющие производственные мощности и контракты на закупку СПГ в разных регионах мира, отчитались о достаточно устойчивых результатах по СПГ в первом квартале. «К первому кварталу 2020 года спотовые цены на СПГ упали до уровня $2-4/MMBtu, достаточного для покрытия эксплуатационных расходов в большинстве случаев, но значительно ниже уровней, необходимых для возврата инвестиций. Это стало следствием подавленного спроса во время появления на рынке все новых объемов газа — как сжиженного, так и трубопроводного», — пишет МЭА. «Некоторые СПГ-поставщики немедленно испытали давление как ценового риска, так и риска перепроизводства. У других же была защита в виде долгосрочных контрактов, где цены были частично привязаны к цене нефти. Однако обвал цен на нефть в 2020 году означает, что эта последняя защита исчезнет по прошествии 6-9 месяцев, через которые цены на нефть отражаются в контрактах на газ. Для разных компаний последствия будут разные. Но нефть в $25 за баррель приведет к тому, что все больше международных поставщиков газа будут изо всех сил стараться покрыть свои эксплуатационные расходы», — указывают эксперты агентства. Лидер СПГ-рынка — компания Shell — ожидает, что поскольку более 90% ее долгосрочных контрактов привязаны к цене на нефть с временным лагом 3-6 месяцев, то во втором квартале, а в большей степени в 3 и 4 кварталах будет наблюдаться влияние падения цены на нефть. Shell предупредила инвесторов, что во втором квартале может снизить производство СПГ до 7,4-8,2 млн тонн по сравнению с 8,88 млн т в первом квартале текущего года, что означает снижение на 7-18%. Кроме того, Shell торгует и СПГ, купленным с других проектов. Французская Total начала публиковать цены продажи своего СПГ: и если в первом квартале 2019 продавала его по цене в среднем $7,2/MMBtu, то за первые три месяца 2020 года цена упала на 12% — до $6,32/MMBtu. Total в первом квартале продала 9,8 млн т СПГ, что на 27% больше, чем годом ранее. Из-за низкого спроса Total ожидает отсрочку увеличения загрузки некоторых мощностей во второго и третьем кварталах, а со второго полугодия — снижения цен. «Наша деятельность в СПГ была довольно устойчива в первом квартале, кстати, второй квартал тоже должен быть довольно устойчивым, поскольку фактически в долгосрочных ценах у нас есть 6-месячный лаг между ценой нефти в СПГ-формуле», — сказал глава Total Патрик Пуяннэ, подчеркнув, что во втором квартале цена продажи СПГ компании все еще будет порядка $6/MMBtu, а со второго полугодия упадет до $4/MMBtu. Пуяннэ заметил, что Total, вероятно, откажется летом от нескольких СПГ-грузов в США, чтобы ограничить некоторые убытки. Цены продажи «Ямал СПГ» также были выше спотовых в первые три месяца года, констатировал CFO НОВАТЭКа Марк Джитвэй. В первом квартале «Ямал СПГ» продавал топливо по долгосрочным контрактам, которые привязаны к стоимости нефти, порядка 72% СПГ, остальное — по спотовым контрактам. Кварталом ранее компания продавала по долгосрочным контрактам 58% СПГ. По итогам года спотовые продажи «Ямал СПГ» не превысят 25% объемов, которые могут составить порядка 18,2 млн т. По долгосрочным договорам компания законтрактовала около 96% СПГ исходя из плановой производительности в 16,5 млн т/г, однако арктический холод помогает работать «Ямал СПГ» сверх мощности в среднем на 10%. Таким образом, по спотовым контрактам может быть продано около 2,3 млн т СПГ. Эксперт «Сколково» Сергей Капитонов подчеркивает, что глобальный рынок СПГ — это по-прежнему рынок долгосрочных контрактов, львиная часть которых привязана к нефти. Например, в Азии порядка 70% рынка — это долгосрочные контракты, две трети из них привязаны к нефти с разными коэффициентами, в основном в диапазоне от 12% до 14,5%, то есть при ценах на нефть в $30/баррель базовая стоимость СПГ составит $3,6-4,4/MMBtu. «Контракты с более низким уровнем привязки характерны для начала 2000-х гг., с более высоким — для середины 2000-х-2010-х гг. При этом в портфеле каждого из производителей и импортеров могут присутствовать контракты с разным уровнем привязки. Для Катара в целом характерен уровень в 13-14%, хотя есть и исключения, для поставок с Сахалина — чуть меньший уровень. Плюс необходимо учитывать дополнительные „плавающие“ элементы формулы, которые могут составлять существенную часть», — говорит Капитонов. «В целом сложно говорить о преимуществах какого-то из „старых“ производителей СПГ в условиях снизившихся цен на нефть — рынок цикличен, похожие цены на нефть мы уже видели, а производители СПГ в них работали. Универсального рецепта к прохождению через текущую зону турбулентности, наверное, нет. Скорее речь идет о каких-то базовых вещах — сокращении издержек и повышении эффективности. Хотя на рынке возможны и оригинальные ходы. Так, например, американские производители СПГ уже закупали дешевый спотовый СПГ на рынке вместо того, чтобы произвести у себя на заводе по более дорогому циклу», — отметил Капитонов. «Гораздо более важным аспектом является конкурентоспособность долгосрочных нефтяных контрактов в глазах покупателей. Сейчас средняя цена на импортируемый СПГ Китаем составляет около $6/ MMBtu (когда на спотовом рынке цена — $2/ MMBtu). Японские индексированные к нефти контракты еще дороже. Спустя 6-9 месяцев после падения нефти этот разрыв сократится, но не исчезнет», — сказал эксперт. «Всё это потенциально может вылиться в волну масштабных ценовых пересмотров. В этих условиях производителям, наряду с отстаиванием своей аргументации о временном характере падения на рынках, важно проявлять гибкость в отношениях с покупателями с точки рения переноса объемов на будущие периоды и т. п.», — считает Сергей Капитонов. Екатерина Колбикова из VYGON Consulting считает, что цены с нефтяной индексацией достигнут минимума в $4,7/MMBtu ближе к сентябрю 2020 г., когда под влиянием сезонного роста спроса спотовые котировки начнут расти. «Однако в условиях избытка предложения спотовые цены вряд ли превысят $2,5/ MMBtu в том же месяце и $4,2/ MMBtu к концу года, то есть, останутся более привлекательными», — сказала она. Не взлетим, так поплаваем Тем не менее производители по-прежнему уверены, что это временные трудности, и не меняют долгосрочных прогнозов роста рынка СПГ. Такого же мнения придерживается и МЭА, однако указывает на риски, поскольку эта отрасль достаточно капиталоемкая и требует высокого уровня загрузки. В стадии предварительного инвестрешения находятся проекты по строительству заводов еще на 907,4 млн т/год: США рассчитывают построить еще 350,5 млн т/г, Канада — 221,8 млн т/г, Австралия — 50 млн т/г, Катар — 49 млн т/г, Россия — 42,2 млн т/г. Однако в текущих условиях, очевидно, многие инвестрешения будут отложены на более поздний срок или отменены. В текущем году уже отложены инвестрешения по нескольким проектам: проект Rovuma LNG в Мозамбике (ExxonMobil); компании Tellurian и Pacific Oil and Gas задерживают проекты Driftwood и Woodfibre); Shell вышла из проекта Lake Charles LNG в США. В США также сдвинуто инвестрешение по проекту Rio Grande LNG (NextDecade Corporation), ресурсной базой для которого является попутный газ сланцевых нефтяных месторождений, где добыча падает из-за низкой цены нефти. Отмена инвестрешений по проектам дает надежду производителям СПГ с низкими затратами на то, что они останутся «на плаву». Кроме того, производители уповают на то, что низкие цены на газ провоцируют рост потребления и замещение угля более чистым газом, но не все потребители имеют достаточную инфраструктуру для простого переключения на другой вид топлива, а строительство газовой генерации и мощностей для доставки газа также требуют затрат. Впрочем, «выплывет» только сильнейший. Светлана Кристалинская

 

Ссылка на первоисточник

Картина дня

наверх