Причины для роста цен есть и со стороны спроса, и со стороны предложения. За восемь месяцев текущего года суммарный импорт СПГ оказался, пусть и всего на 1,3 процента, но выше, чем за тот же период годом ранее. Резкий рост импорта СПГ в июле и августе показывают Индия и Китай, пишет в материале РИА Новости Александр Собко.
То есть, если делать простую оценку, глобальный спрос на СПГ сейчас на уровне прошлого года, притом что спрос на трубопроводный газ ниже (это видно и по российскому экспорту в Европу, а Китай снижает импорт газа из Средней Азии). Но на рынке СПГ тоже избыток мощностей, так как и на текущем фоне запускались достраивавшиеся заводы предыдущей инвестиционной волны (в основном это США).
Поэтому стабилизировать цены помогают и провалы со стороны предложения: по-прежнему не работает плавучий завод Prelude в Австралии (там технические проблемы), в той же стране остановлена одна из линий Gorgon LNG. Про США уже говорилось немало. Из-за недавних сверхнизких цен, которые не окупали даже операционные затраты, отгрузки СПГ летом снижались до половины и ниже от плановых мощностей заводов, сейчас экспорт постепенно уже может восстанавливаться вместе с ростом глобальных цен, но сезон ураганов мешает быстрому возврату к норме. В ближайшие месяцы рост американского экспорта вновь окажет давление на цены.
То есть восстановление котировок пока не выглядит устойчивым (добавим к этому заполненные хранилища), хотя, по некоторым прогнозам, в отопительный сезон спотовые цены в Азии могут даже превысить 200 долларов за тысячу кубометров. Такие цифры уже соответствуют приемлемой долгосрочной цене для всех производителей. Правда, есть одно но: такой уровень цен должен быть среднегодовым, а не только "зимним".
Но год сложный, нетипичный, делать по нему долгосрочные выводы нельзя. Всех интересует перспектива. И тут самое интересное: в текущем году, впервые за двадцать лет, пока не принято ни одного нового инвестиционного решения о строительстве новых заводов по сжижению. Прогнозы на итог этого года — от нуля до одного-двух решений. Напомним, что в прошлом году сделано рекордное количество инвестрешений, а произошло этого, в свою очередь, после длительного трехлетнего затишья (2016-2018 годы, небольшое число решений) из-за переинвестирования в предыдущий цикл (2011-2015 годы).
Почему так происходит? Простой ответ понятен: все нефтегазовые компании сильно потеряли в доходах, а потому сокращают свои инвестпрограммы. Но, как известно, инвестиции упали всего лишь на треть, уж что-то, казалось бы, должно перепасть и СПГ.
Часть ответа в том, что рынок СПГ последние годы развивается парадоксально. С одной стороны, мы видим и текущий избыток газа, а также острую конкуренцию в будущем (Катар, США, Россия, Восточная Африка), все это не способствует высоким ценам и не посылает достаточных рыночных сигналов для инвестиций в новые проекты. Одновременно рынок считается перспективным (спрос на газ будет расти во всех, даже самых зеленых, сценариях). Одним из драйверов развития рынка стало участие нефтегазовых ТНК, которые постепенно начали переходить от "уходящей" нефти к перспективному СПГ.
Как результат — при дорогой нефти (как тогда казалось, надолго) нефтегазовые компании могли вкладывать в перспективный сжиженный газ из общей корзины доходов. Либо прямо через непосредственные инвестиции в заводы, либо косвенно, через покупку в свой портфель СПГ по долгосрочным контрактам, что давало возможность получить кредиты на постройку заводов остальным, относительно небольшим, участникам рынка СПГ.
Сейчас же, с падением нефтяных котировок, нефтяным ТНК не до этого. Плюс к тому некоторые из них нервничают и объявляют о резком "позеленении" своих инвестиционных планов. В свою очередь, у нефтяных гигантов, которые хотят оставаться приверженными ископаемому топливу, также тяжелая ситуация. Это видно на примере компании ExxonMobil, финансовое состояние которой сейчас находится в непростом положении.
У этой компании были в планах (и, как еще ожидалось в прошедшем году, с "быстрым" инвестрешением) два главных и крупных СПГ-проекта: это Golden Pass LNG в США (совместно с Qatar Petroleum) и Rovuma LNG в Мозамбике. Оба они сейчас отложены в долгий ящик, принятие решений по американскому заводу задерживается как минимум на год, по Мозамбику — до 2023 года. Планы по расширению действующего завода СПГ компании в Папуа-Новой Гвинее также сдвигаются до лучших времен.
Остальные американские заводы, разумеется, также не торопятся принимать новые решения, ведь прогарантировать строительство долгосрочными контрактами на продажу СПГ сейчас затруднительно. Буксует ситуация и в Восточной Африке в целом. Напомним, что шельф этого региона (Мозамбик, Танзания) рассматривался как один из новых перспективных центров добычи. Об отсрочках в проекте Exxon уже было сказано. А вот СПГ-заводу, по которому решение уже принято в прошлом году, Mozambique LNG (под контролем Total), регулярно мешают действующие в регионе группы экстремистов, что ставит под вопрос достройку его в срок. Про планы заводов в Танзании последнее время вообще почти не вспоминают.
Из этого всего можно было бы сделать вывод, что в среднесрочной перспективе мы увидим и дефицит предложения. Так бы оно и было, если бы не планы Катара по сразу нескольким новым заводам. Официального инвестрешения еще нет, но предварительные работы активно ведутся. А низкая себестоимость СПГ позволит Катару строить с минимальной оглядкой на цены.
Наконец, еще один фактор, который создает неопределенности: механизмы ценообразования. Несмотря на развитие спотового рынка, до последнего времени ценовая привязка к нефти позволяла производителям СПГ гарантировать окупаемость. При этом на фоне дорогой нефти и растущей конкуренции в СПГ коэффициент этой привязки последние годы в новых контрактах все снижался и снижался. Сейчас нефть подешевела, но маловероятно, что покупатели захотят возвращаться к старым, высоким коэффициентам. А при нефти по 45 долларов и типовом в последнее время коэффициенте привязки в 0,11, СПГ будет стоить всего около пять долларов за миллион БТЕ, или около 180 долларов за тысячу кубометров. А покупателей при этом все больше интересует газ по спотовым ценам, тем более что с постепенным окончанием у Катара долгосрочных контрактов все больше СПГ из этой страны будет выходить на биржевой рынок.
Напомним также, что развивающиеся страны АТР способны "переварить" большие объемы газа (с чем и связаны прогнозы удвоения рынка СПГ за 15 лет), но только по низким ценам, максимум на уровне 200 долларов за тысячу кубометров, а лучше меньше.
Все эти факторы приводят к неопределенностям и некоторой парадоксальности развития рынка. Природный газ в целом и СПГ в частности остаются очень перспективным топливом, но на высококонкурентном рынке, спрос на котором, в свою очередь, будет уверенно расти только при достаточно низких ценах.
