Обзор газовых рынков за период с 29 марта по 4 апреля
По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — котировки остались практически на прежнем уровне (незначительно выросли) в районе отметки в $2,6/млн БТЕ. На биржах в США в пятницу выходной, торги завершились в четверг. Обращаем внимание, что месяц ближайшей поставки сменился с апреля на май. Сезон закачки в ПХГ начался на неделю раньше обычного, что связано с тёплой погодой в конце марта. На неделе, закончившейся 26 марта, в ПХГ (эти данные публикуются по четвергам следующей недели) уже прибавилось газа.
Число работающих буровых на газ в США после нахождения в течение трёх недель на отметке в 92, снизилось на 1 единицу до отметки 91. Буровая «ушла» со сланцевого месторождения Haynesville. Напомним, что здесь добывают сухой (без жирных фракций) и достаточно дорогой в себестоимости газ, однако территориально месторождение удачно расположено вблизи от экспортных заводов СПГ. В частности, отсюда пойдёт газ на Driftwood LNG компании Tellurian, если завод будет построен. Для газопровода к этому заводу на прошедшей неделе была объявлена процедура “open season” (бронирование мощностей в новом газопроводе для доставки газа к побережью на сжижение). Но если сравнить объём газопроводных мощностей с мощностью будущего завода СПГ, то видно, что они в точности совпадают, даже по фазам запуска , т. е. эта процедура — необходимая в формальность, а в газопроводе заинтересована только сама Tellurian.
Тем временем, Reuters справедливо отмечает, что экспорт СПГ становится важным фактором при балансировки газового рынка США. В прошлом году экспорт СПГ составил 7% от добычи, к концу текущего года ожидается, что это будет около 10% (для грубой оценки, легко запомнить — речь идёт 100 с лишним млрд куб.м экспорта СПГ при 1+ трлн куб.м собственной добычи). То есть гипотетическое снижение объёмов экспорта может привести к переизбытку на внутреннем рынке, где производители сделали ставку на рост спроса в первую очередь за счёт экспорта. Но пока нет причин ожидать снижения поставок: напомним, что экспорт СПГ будет продолжаться даже если покупатели получают только операционную прибыль (но убыток по полным затратам), т. к. заводы уже построены, а мощности оплачены по принципу «сжижай-или-плати». При ценах в США даже $3/млн БТЕ c учётом 15% расходов на сжижение, и скажем $1 доставки в Европу (сейчас цена транспортировки даже ниже), экспорт останется выгоден на операционном уровне при ценах в ЕС свыше $4,5/млн БТЕ.
Биржевая цена на газ в Европе (TTF, фьючерс с поставкой в следующем месяце) выросла на 0,1 до $6,6/млн БТЕ. Спотовая цена поставки СПГ в Азии с поставкой в мае выросла на 0,1 до $6,9/млн БТЕ. Котировки достаточно высоки для текущего сезона, их поддерживает устойчиво дорогая нефть и необходимость возобновления запасов как в европейских ПХГ, так и в хранилищах СПГ в Азии.
Давлению на цены в АТР способствовало возвращение работы СПГ-завода «Сахалин-2» на полную мощность (из-за технических сложностей с 1 марта наблюдались ограничения).
Ценообразование на рынках СПГ: долгосрочные контракты и ценовая привязка к «споту»
Total и китайская Shenergy заключили 20-летний контракт на поставку 1,4 млн т в год СПГ в КНР. Кроме того, компании создали СП по дистрибуции газа. Любопытно, что чуть ранее с той же Shenergy (а компания эта не самая известная, она за пределами «большой китайской тройки» — CNPC, CNOOC, Sinopec) заключил договор (правда небольшой по 200 тыс. т в год на 15 лет) и российский «Новатэк». Напомним, что Total является партнёром и совладельцем «Новатэка», а также и инвестором в российские арктические СПГ-проекты («Ямал СПГ», «Арктик СПГ-2»). Совпадение?
Так или иначе, в последние недели появляется много новостей о заключении долгосрочных контрактов на поставку СПГ. К примеру, Sinopec и Qatar Petroleum договорились в конце марта о поставках 2 млн т СПГ в течение 10 лет. «Новатэк» будет на долгосрочной основе поставлять СПГ в Испанию с «Арктик СПГ-2». Есть и другие примеры.
Конечно, делать из этого далеко идущие выводы о вновь растущей популярности долгосрочных договоров рано, для этого необходима итоговая статистика хотя бы по году: превышает ли объём новых долгосрочных контрактов ожидаемый объём прироста спроса. Но обсудить противопоставление долгосрочного контракта и спотового рынка в сфере СПГ имеет смысл.
Здесь традиционно две противоположные тенденции. С одной стороны, рост доли спотовых продаж, как отражение растущей гибкости рынка СПГ, выход новых игроков с новыми моделями ценообразования. С другой стороны, после ценового всплеска на спотовом рынке этой зимой, импортёры больше стали задумываться о долгосрочных контрактах. Наконец, для производителей в условиях высокой конкуренции, долгосрочный контракт — это гарантированный сбыт. Здесь очень характерен пример Катара, который также взялся контрактовать свой СПГ, несмотря на то, что находится в группе производителей с минимальной себестоимостью.
По данным GIIGNL (см. рисунок), в 2019 году на долю спотового рынка пришлось 27%, а с учётом краткосрочных контрактов (длительностью до четырёх лет) — 34%! Данных за 2020 год ещё нет, традиционно годовой обзор этой организации выходит в апреле.
Но говоря о долгосрочном контракте, нужно понимать, что здесь возможна не только нефтяная привязка (хотя она пока преобладает). Существуют варианты: привязкой к Henry Hub уже никого не удивишь, в единичных вариантах появляется и привязка к ценам спотового рынка АТР.
Поясним. В Европе, когда мы говорим о продажах газа (и трубопроводного, и СПГ) по спотовым ценам возможны два варианта: непосредственно продажа «на споте» по биржевой цене или поставки по долгосрочному контракту, но с ценовой привязкой к той же биржевой цене газа.
В АТР второй вариант только начинает развиваться, ранее появлялись сообщение о небольших и коротких контрактах с привязкой к индикатору спотового рынка. Дело в том, что полноценной биржевой торговли СПГ в АТР пока нет, в определении спотовой цены приходится ориентироваться на индексы, которые поставляют ценовые агентства. Один из показателей ликвидности и доверия к таким ценовым индексам — биржевая торговля производными на них — фьючерсами и опционами. Для самого популярного индекса — JKM (агентство Platts) объём торгов фьючерсами на индекс в марте составил 15,3 млн т СПГ или около 80 тыс. лотов. Этот объём соответствует годовому объёму в 184 млн т. О чём говорят эти цифры.
Во-первых, здесь мы видим очень стремительный рост торговли этим фьючерсным контрактом. Самых свежих данных пока нет, но график за период 2017-2019 годов (см. рисунок) говорит сам за себя. Цифры здесь заканчиваются примерно на 60 тыс. лотах, а сейчас — уже 80.
Второе. Традиционный показатель зрелости биржевой торговли газом — т. н. churn rate – отношение объёма торгов на финансовом рынке к объёму торгов на физическом. Считается, что рынок ликвиден, если это отношение выше 10, а желательно 15. К примеру, этот уровень несколько лет назад прошли европейские биржевые площадки, после чего привязка цены долгосрочного контракта к биржевым котировкам стала вызывать всё меньше вопросов у экспортёров. Объём спотовой торговли в АТР (см. рисунок 1) составляет около 20 млн т в год. В таком случае churn rate для индекса JKM (при допущении что все поставки привязаны к этому индексу, но цены у различных агентств очень близки) составит 9! Это уже очень близко к формированию полноценного ликвидного рынка, что может привести к увеличению числа контрактов с привязкой к JKM.
Катар и Россия: особенности СП в проектах по сжижению газа
Стало известно, что Катар с января 2022 года будет единоличным владельцем своего первого блока по сжижению газа (Qatargas1, 10 млн т, три линии по 3,3 млн т). Ранее совладельцами были Total, ExxonMobil, Marubeni и Mitsui. Можно только позавидовать предусмотрительности Qatar Petroleum, который прописал такую возможность в контракте после 25 лет работы предприятия. Понятно, что смысла сохранять сотрудничество уже нет. Если изначально причины создать СП понятны, это и разделение рисков, и доступ к технологиям, и финансирование, то сейчас линия по сжижению уже превратилась в «дойную корову» — все кап.затраты давно окупились, а поддержку операционной деятельности удастся осуществить и без партнёров.
Одновременно, напомним, что Катар ищет партнёров для своих новых заводов, и на таком фоне, к деталям новых договоров, если они всё же просочатся в СМИ, будет привлечено особое внимание.
Напомним, что в 2019 году в чём-то похожая ситуация наблюдалась с российским проектом «Арктик СПГ-2», когда иностранные партнёры приобретали свои доли в этом заводе. Схема была достаточно сложная, присутствовала и фиксированная часть, и часть, зависящая от нефтяных котировок. Но суть следующая: компании вносили «плату за вход» в проект, в результате «эффективная стоимость» строительства завода для компании-владельца («Новатэк») окажется меньше, чем реальный объём кап.затрат, а для иностранных инвесторов — напротив, она будет выше.
А на прошедшей неделе стало известно, что финансирования «Арктик СПГ-2» будет состоять из заёмных средств и средств акционеров в соотношение 50/50, обычно доля заёмных средств выше. Высокая доля собственных средств, вероятно, связана с тем, что российская компания может использовать эту «плату за вход» для инвестирования в проект. Так или иначе, полный объём финансирования — $21,3 млрд, что при мощности в 19,8 млн т даёт $1075 за тонну (здесь не только завод СПГ, но и добыча). Напомним, что кап.затраты у «Ямал СПГ» были свыше $1600 за тонну, подобное снижение CAPEX анонсировалось ранее, в частности оно связано с использованием плавучих платформ, т. н. оснований гравитационного типа для размещения линий завода СПГ.
Автор — Александр Собко
