Колонка Александра Собко
На дворе середина 2021 года, а наблюдатели обсуждают баланс спроса и предложения на СПГ во второй половине текущего десятилетия. Причины очевидны: газовая отрасль очень инерционна, а строительство завода СПГ занимает до пяти лет. Известное консалтинговое агентство Rystad Energy опубликовало небольшой прогноз, в котором предполагает дефицит газа (в некоторых годах — снижение избытка, см. рисунок) во второй половине десятилетия.
Причины известны: проблемы при строительстве завода Mozambique LNG (атаки боевиков в регионе, в результате Total фактически заморозила проект), эту тему мы неоднократно обсуждали ранее. Одновременно, текущая ситуация очевидно откладывает строительство ещё одного производства в Мозамбике — Rovuma LNG (оператор ExxonMobil), инвестрешения здесь пока нет. В сумме эти два завода дадут 28 млн т в год предложения. На таком фоне меньше перспектив и у завода СПГ в соседней Танзании, хотя там проект находится на более ранней стадии, пока только идут переговоры с правительством страны.
Американская альтернатива
Но состоится ли этот дефицит? Основной вопрос в том, смогут ли временно выпадающие мощности оперативно заместить другие производства. Импортёры СПГ надеятся на американские проекты, ведь значительное число их находится «на низком старте», с хорошей проработкой. Основная проблема — в отсутствии долгосрочных контрактов на поставку СПГ, из-за чего принятие инвестрешений задерживается. К примеру, Sempra (у неё уже есть заводы СПГ в США) на днях сообщила, что именно по этой причине откладывает FID (окончательное инвестрешение) по своему проекту Port Arthur LNG до 2022 года, хотя планировала принять его в текущем году. А это, к слову, ещё 11 млн т СПГ.
Но самый яркий пример: Driftwood LNG компании Tellurian, один из наиболее «медийных» СПГ-проектов. Та же проблема — совсем небольшое число гарантированных контрактов. Участником проекта является и Total, которая также и законтрактовала часть объёмов (бизнес-модель проекта предполагает как возможность покупки СПГ, так и участие в капитале с получением доли производства). Если до конца июня FID не будет принято, то Total получает право выйти из проекта. Поэтому в мае представитель компании уже упоминал, что в ближайшее время новые договоры будут подписаны. И тут задержки с проектами в Мозамбике очень кстати. Полная мощность Driftwood LNG составит свыше 27 млн т, сначала будет запущена первая фаза — это 16,6 млн т. Как следует из вышесказанного, только два этих американских проекта, если они будут быстро запущены, могут компенсировать провалы в Мозамбике. В любом случае, выбытие из графика стройки завода СПГ, на который уже рассчитывал рынок, создаёт возможности для других проектов.
Важно и то, что американские проекты СПГ уже сейчас хорошо проработаны, возможно быстрое заключения EPC-контрактов и договоров с подрядчиками. Значительная часть оборудования производится в стране, а климат позволяет почти круглогодично осуществлять все работы. Иными словами, американские заводы могут быть построены достаточно быстро.
А ведь есть и другие проекты. Например, канадский Goldboro LNG последнее время демонстрирует признаки того, что будет построен. А ведь проекту уже скоро с десяток лет, в каких-то сценариях вероятно он уже был «списан» и не учитывался в долгосрочных балансах спроса и предложения.
Спот-рынок или долгосрочные контракты?
Так или иначе, сложившаяся ситуация ещё раз подчёркивает сохраняющуюся важность долгосрочных контрактов на СПГ, особенно для американского рынка. Старается контрактовать новые объёмы даже Катар.
В недавно вышедшем ежегодном обзоре рынка СПГ от ассоциации GIIGNL традиционно публикуется доля спотовых продаж СПГ. По итогам 2020 года, доля «чистого спота» резко выросла и составила 35% (для сравнения — 27% в 2019 году). Если же говорить об агрегате «спот и краткосрочные контракты (длительностью менее четырех лет)», который также оценивает GIIGNL, то на него пришлось 40% рынка! Выглядит впечатляюще, но 2020 год был особенный, а очень низкие спотовые цены держались бОльшую часть года, в минимуме достигая отметок менее $2 за млн БТЕ. На этом фоне, возможно, что мы увидели максимумы по доли спотовых продаж, до которых в следующей раз доберёмся только через несколько лет.
Прошедший год преподнёс ещё один урок для рынка долгосрочных контрактов. В марте 2020 года импортёры отказывались от приёма СПГ по долгосрочным контрактам, ссылаясь на коронавирусные форс-мажоры, но при этом «по тихому» покупали СПГ на спотовом рынке по бросовым ценам в $2/млн БТЕ. Напротив, прошедшей зимой ситуация развернулась на 180 градусов. Сверхвысокие цены (до $30/млн БТЕ) на спот-рынке привели к тому, что продавцам было выгоднее заплатить штраф за непоставку по долгосрочному контракту, реализовав груз на спот-рынке. Эти две истории — определённый вызов для устойчивости этого сегмента рынка. Тем не менее, пока долгосрочные контракты остаются основной гарантией для банковского финансирования проектов СПГ. По оценкам Platts, к 2030 году истекает свыше 100 млн т (почти треть рынка СПГ) законтрактованных объёмов, часть из них будет перезаключена с более гибкими условиями (объёмы, сроки, гибкость поставок).
Риски — в формуле цены
Что же смущает покупателей американского СПГ, почему американские производители не могут законтрактоваться, даже на фоне начала строительства таких рискованных объектов в Восточной Африке? Ответ на этот вопрос также известен: риски, связанные с тем, что формула цены, по которой осуществляется отгрузка СПГ из США, привязана к внутренним котировкам на газ в этой стране. Хотя сейчас прогнозируется, что цены при всех типах привязки («нефть», Henry Hub, спот) среднесрочно будут находиться в одном диапазоне $7-8/млн БТЕ, у трейдеров в памяти вторая половина прошлого десятилетия, когда цены на нефть (а значит и на СПГ с «нефтяной» привязкой) упали, а американский СПГ приносил сплошные убытки.
Соответственно, продажа СПГ из США без привязки к внутренним ценам решит эту проблему. И вот в конце мая для проекта Driftwood LNG (Tellurian), который мы подробно обсуждали выше, был подписан 10-летний долгосрочный контракт с трейдером Gunvor. Здесь важно, что ценовая привязка основана на ценах европейского хаба TTF и наиболее ликвидного индекса спотового рынка СПГ в Азии — JKM. Причины, по которым Tellurian может позволить себе сделать такой ход также известны — наличие газа собственной добычи, а значит независимость от цен американского хаба (не нужно покупать газ с рынка для сжижения). Казалось бы, пазл сложился? Тем не менее, пока данных объёмов (в сумме с договорами c Total) явно недостаточно, чтобы начать строительство первой половины от суммарной мощности. Время до конца июня ещё есть, но судя по последним новостям компания готова перенести начало строительство на 2022 год.
Тут появляются вопросы. Остаётся ли в результате в проекте Total? Почему всё же компании не удаётся законтрактоваться полностью на таких привлекательных условиях? Означает ли это, что не все потенциальные покупатели верят в проект? Или сомневаются в достаточных объёмах собственной добычи? В марте представитель компании заявлял, что FID будет принят только после того, как первая фаза проекта будет полностью обеспечена газом собственной добычи. Так или иначе, если строительство Driftwood LNG действительно начнётся в начале 2022 года, то у компании будет четыре года, чтобы к 2026 году вывести на рынок первый СПГ.
И, конечно, любые оценки балансов не дают достаточных гарантий ценовой ситуации на рынке. Если предложение ещё можно оценить как сумму строящихся заводов (хотя, как мы показали выше,неопределённости здесь также много), то со стороны спроса неопределённостей больше. К примеру, разница ежегодного роста спроса на СПГ в 3 или 4% (прогнозы находятся в этом диапазоне) даст 5 дополнительных процентов за пять лет — свыше 18 млн т, что, к примеру, сравнимо с обсуждаемыми в начале материала объёмами, временно выбывающими из-за проблем в Мозамбике.
