Сначала напомним, что для некоторых рынков цены на газ (в первую очередь это касается СПГ в Азии) по долгосрочным контрактам привязаны к нефтяным котировкам, пишет в материале РИА Новости Александр Собко.
Последние месяцы, когда газ уже подешевел вследствие избытка на рынке, а нефть оставалась дорогой вследствие действий соглашений ОПЕК+, между двумя типами ценообразования возник колоссальный разрыв. Биржевые цены на газ и СПГ находились (и находятся) на уровне трех долларов за миллион БТЕ (британские тепловые единицы; соответствует примерно 105 долларам за тысячу кубометров), а цена на СПГ по контрактам с нефтяной привязкой оказывалась в три (!) раза выше и достигала девяти долларов за миллион БТЕ. Доходило до смешного: китайские импортеры СПГ сообщали о "форс-мажоре" по коронавирусу и отказе принимать СПГ по долгосрочным контрактам, но тут же соглашались покупать эти объемы сжиженного газа по ценам спот.
Сейчас ситуация существенно поменялась. При упавших вдвое ценах на нефть разница между двумя типами ценообразования сохраняется, но становится намного ниже: по грубой оценке, 4,5 (нефтяная привязка) против трех (биржа) долларов за миллион БТЕ.
При этом, несмотря на падение цен на нефть, биржевые котировки газа остались на том же уровне в три доллара за миллион БТЕ. Почему так? Во-первых, падать уже особо некуда. Пессимисты ожидают еще большего снижения цен к лету, но мы уже вплотную приблизились к остановке американских заводов по сжижению, так как цены едва-едва покрывают даже операционные расходы. Плюс к тому в газовой сфере спрос больше завязан на отопление (на что противоэпидемические мероприятия не влияют). Хотя есть, разумеется, и вклад промышленности: спрос на газ в Китае в феврале снизился на десять процентов по сравнению с февралем прошлого года.
Любопытно, что "Газпром" уже в минимальной степени чувствителен к колебаниям нефтяных цен. По последним официальным данным, обнародованным в начале февраля, только около 30% продаж компании в Европу имеет нефтяную привязку. А вскоре после этого стало известно о пересмотре цен для Болгарии (вероятно, этот пересмотр сопровождался переходом от нефтяной индексации к ценам биржи). Итого: сейчас можно говорить о том, что падение нефтяных цен минимально повлияет на выручку "Газпрома". (В скобках отметим, что компании в любом случае сейчас непросто: биржевые цены на газ находятся на очень низком уровне, однако они таковыми были и до обвала нефтяных котировок.)
Напротив, на рынке СПГ нефтяная привязка, особенно по старым контрактам, по-прежнему очень распространена. Соответственно, обвал цен на нефть, конечно, снизит прибыли продавцов СПГ. Одновременно уменьшение разницы между спотовой ценой и ценой долгосрочного контракта уменьшит напряженность в отношениях экспортеров и импортеров, которые ранее уже призывали к новому пересмотру цен на СПГ с нефтяной привязкой, считая их неоправданно высокими.
Ну и главное: что же с перспективами рынка СПГ? Мы недавно обсуждали, что желательно для всех участников отложить принятие инвестрешений по новым проектам, чтобы не допустить переизбытка уже в районе 2025 года. Катар откладывает стройку новых заводов СПГ, но остаются на рассмотрении проекты в Мозамбике и США. Сейчас можно говорить с большей вероятностью, что новых СПГ-проектов в текущем году запущено не будет. Конечно, текущий спрос просел, и у всех на уме коронавирус, но так как "лаг" от начала стройки до запуска здесь минимум в четыре года, то дело не только в вирусе. Просто у компаний исчезла возможность гарантировать окупаемость своих проектов.
Ранее даже при низких текущих биржевых ценах на газ проекты СПГ могли гарантировать свою окупаемость за счет двух в чем-то связанных способов.
Во-первых, в случае если конечный покупатель соглашается заключать контракт с привязкой к ценам на нефть. Во-вторых, если весь объем производства СПГ с завода (и ценовые риски!) брал "на себя" один из нефтегазовых гигантов, впоследствии действующий как трейдер СПГ.
Очевидно, что сейчас обе возможности закрываются. При текущих ценах на нефть контракты на СПГ с нефтяной привязкой не обеспечивают окупаемости, а нефтяные компании думают, как им выжить в своей базовой нефтяной области. Субсидировать риски рынка СПГ за счет дорогой нефти уже не удастся.
Любопытно, что еще до обвала нефтяных котировок в долгий ящик был отложен один из самых интересных СПГ проектов США — завод Driftwood LNG компании Tellurian. Это произошло после визита Дональда Трампа в Индию в конце февраля, в рамках которого ожидалось, что индийские партнеры закрепят достигнутые ранее предварительные договоренности по покупке СПГ, а проект Driftwood LNG получит гарантированный сбыт, которого не хватало для принятия инвестрешения. Однако индийская сторона предпочла еще раз отложить окончательное решение по импорту СПГ. В результате проекту не помог ни тот факт, что он состоял из нескольких небольших линий (что в теории могло бы создать возможности для поэтапного строительства), ни заявленная рекордно низкая стоимость установок по сжижению, ни прямые инвестиции нефтегазовой ТНК Total в Driftwood LNG.
В чем-то текущая ситуация на рынке СПГ хороша для России. И это не "шапкозакидательство" и попытка сделать хорошую мину. Конечно, и минусы очевидны: прибыли от продаж СПГ просядут, а значительная часть контрактов с "Ямалом СПГ" привязана к нефтяным котировкам. Да и в целом негативные явления на сырьевых рынках — очевидный минус для России как для крупного экспортера. В чем же плюсы?
С одной стороны, Россия заинтересована в максимальной степени использовать собственное оборудование на новых заводах, но немного задерживается с разработкой и реализацией производства. При этом гонка на рынке СПГ, разумное желание успеть занять свою долю — все это вынуждало российских участников использовать и иностранное оборудование с тем, чтобы не задерживаться с запуском заводов. Сейчас же сложившаяся пауза на мировых рынках СПГ позволит подойти к новому циклу с большей долей собственного оборудования и технологий.
Здесь, кстати, мы видим ускорение и позитивные новости. На днях стало известно, что для проекта "Обский СПГ" уже заказаны газовые турбины и компрессорное оборудование. Напомним, что это еще один СПГ-проект "Новатэка", по которому инвестрешение еще не принято, но оборудование, как мы видим, уже заказывается. Завод будет использовать российскую технологию "Арктический каскад", которую предварительно опробуют на относительно небольшой "тестовой" четвертой линии "Ямала СПГ" (запуск в конце года). Практика, когда инвестрешение не принято, но компании уже предпринимают определенные шаги по подготовке к строительству, встречается и в мире. В таком случае от принятия инвестрешения до запуска проходит меньше стандартных четырех-пяти лет. "Обский СПГ", по наиболее оптимистичным оценкам, может быть запущен уже в конце 2022 года.
Напомним, что это производство относительно небольшое (две линии по 2,5 миллиона тонн) и призвано еще раз протестировать российскую технологию на линиях большего объема, после чего ее уже можно будет уверенно масштабировать.
