Обзор газовых рынков за период с 1 по 7 февраля

По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях:

Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — стоимость выросла на 0,3 единицы до отметки в $2,9/млн БТЕ.
Биржевые цены на газ Европе (TTF, фьючерс с поставкой в следующем месяце) вновь снизились, на 0,6, до отметки в $6,4/млн БТЕ.
Цены спотового рынка СПГ в АТР остались примерно на том же уровне в районе отметки в $8,4/млн БТЕ (мартовская поставка).

В США поддержку ценам оказывает достаточно высокий уровень отбора из хранилищ и прогноз прохладной погоды, которая продержится ещё в течение ближайших двух недель или более. Число работающих буровых на газ по итогам периода увеличилось на 4 единицы, до 92.

Американский СПГ при Байдене: чего ждать?

Новое руководство США посылает до некоторой степени противоречивые сигналы газовой индустрии США. С одной стороны, вероятная глава Минэнерго в администрации Байдена объявила о поддержке экспорта СПГ из США, однако при условии, что сектор также станет «чище». Напомним, одна из претензий к сланцевой добыче заключается в том, что при гидроразрыве пласта возможны утечки в атмосферу самого метана, парниковый эффект которого кратно выше, чем у углекислого газа. До настоящего времени на эту тему встречались одиночные исследования, сейчас, вероятно, внимание будет более пристальным.

С другой стороны, в качестве конкретных мер над индустрией висит перспектива запрета бурения на федеральных землях. На эту тему сейчас много спекуляций (в т.ч. и нефтяном секторе). Но строго говоря, даже в случае самого радикального сценария катастрофы не ожидается (см. рисунок) — добыча даже вырастет, хотя и не столь значительно. В самих США спрос на газ сильно не увеличивается (в этом году даже ожидается снижение), но достраивается ещё несколько заводов СПГ. До 2026 года для заводов СПГ нужно будет дополнительно всего 4,25 млрд куб.ф в день дополнительного газа (примерно 44 млрд кубометров в год), если сравнить с графиком видно, что на сопоставимые объёмы добыча увеличится при любом сценарии.

Конечно, если прирост добычи будет «на пределе» необходимого спроса, это повлияет и на цены: они вырастут, внутреннее потребление в энергетике сместится на уголь, что высвободит объёмы газа для экспорта. Но перспектива роста внутренних цен повлияет и на финансовую успешность будущего экспорта, а значит, и на принятие инвестиционных решений по новым заводам СПГ.

Газ же для новых заводов (по которым решения ожидаются в этом году) будет нужен уже после 2024-2025 года. Впрочем, тогда у США уже будет другой президент, который сможет всё переиграть обратно.

Если перейти к конкретике, то Venture Global предложила ещё один, уже четвёртый, СПГ-проект (один строится, два других на разных стадиях проектирования и согласования). А Next Decade отказалась от проекта своего второго СПГ-завода. Впрочем, на основной проект компании, Rio Grande LNG это не повлияет (инвестрешения пока нет). Напомним, именно СПГ с Rio Grande LNG осенью отказалась покупать французская Engie, как раз из-за потенциальных проблем с экологией при добыче сланцевого газа.

Sempra планирует построить новое ПХГ (в соляных кавернах — для оперативных и многократных циклов закачки и отбора) на 0,57 млрд куб.м, рассчитанное под экспорт СПГ.

Ситуация с новыми СПГ-заводами в мире. Норвежская Equinor отказалась от проекта в Танзании, списав почти миллиард долларов. Причиной может быть и нестабильность в соседнем Мозамбике (из-за чего СПГ-проекты, строящийся Mozambique LNG и планируемый Rovuma LNG пока буксуют). Катар подтверждает свои планы по расширению мощностей до 110 и далее до 126 млн т в год.

Куда пойдёт новый российский СПГ?

На российском рынке продолжается дискуссия о будущей конфигурации экспорта СПГ. «Газпром» традиционно недоволен, что «Новатэк» поставляет СПГ на европейский рынок. Кто здесь прав? По-своему каждый. С одной стороны, поставки в текущих объёмах едва ли существенно влияют на трубопроводный экспорт: российский СПГ в Европе пока конкурирует скорее с прочими поставками СПГ. Но всё изменится, если объёмы российского производства СПГ вырастут в разы (в том числе и на Ямале). В таком случае, объём российского СПГ будет сопоставим со всем импортом этого сырья со стороны Европы. А несмотря на то, что поставки СПГ гибкие, Евросоюзу будет психологически некомфортно закупать и СПГ, и сетевой газ из России. А значит, хотя бы частично, новые объёмы нужно направлять в АТР. Как это организовать законодательно — пока непонятно, особенно с учётом того, что часть СПГ, скажем с «Арктик СПГ2», будет принадлежать иностранным акционерам уже на момент отгрузки с завода. По данным Reuters, за весь период работы «Ямал СПГ» (за 2018-2020 годы) экспортировал в Европу 33,5 млн т против 8,8 млн в Азию.

Обсуждается (пока, исключительно как идея) введение пошлины, соответствующей разнице в себестоимости поставок в ЕС и в АТР. Но даже расчёт такой пошлины не очевиден.

А для того, чтобы, к примеру, транспортировать весь объём с «Ямал СПГ» в АТР, текущего количества танкеров ледового класса просто не хватит. Посчитаем. Напомним, что сейчас вывоз с Ямала осуществляют 15 танкеров ледового класса, а мощность производства — 16,5 млн т. Таким образом каждый газовоз должен вывозить 1,1 млн т в год СПГ (даже без учёта того, что сейчас «Ямал СПГ» работает с превышением мощности).

В самый удачный, с точки зрения времени в пути, летний период газовоз идёт до Китая 19 дней. Допустим, столько же обратно, плюс 2 дня на погрузку-разгрузку. Значит, за год газовоз может сделать в лучшем случае 9 рейсов. Но на самом деле меньше, поскольку зимой скорость ниже. За рейс можно вывести максимум 76 тыс. тонн СПГ (170 тыс. кубометров * 0,45 (плотность)-6% на транспортные расходы), за год — меньше 700 тыс. тонн — даже при «летней» скорости газовоза. Допущения можно делать разные, но понятно одно — действующих танкеров никоим образом не хватит для вывоза в АТР всего объёма производимого СПГ.

В случае использования маршрута через Суэцкий канал, под эту задачу также нужно заказывать газовозы. Как мы недавно видели, цены фрахта на спотовом рынке могут увеличиваться кратно, а танкеров — не хватать. Поэтому рассчитывать на «лишние» газовозы с рынка здесь не приходится.

Но ситуация с нагрузкой на танкеры ледового класса может быть намного лучше, если вспомнить, что «Новатэк» планирует перевалочный пункт на Камчатке. И уже запустил перевалку в Мурманске, что позволит уменьшить транспортное плечо для танкеров Arc7 на западе, и таким образом высвободить часть судов для азиатского направления.

Подытожим. «Задним числом» принять решение о направлении экспорта СПГ не удастся, так как, во-первых, до начала строительства заводов прописываются обязательства перед иностранными акционерами или покупателями. Во-вторых, разные пропорции экспорта по направлениям требуют разного числа газовозов, которые не удастся взять с рынка.

Вероятно, для экспорта в АТР с Ямала основным направлением будет всё-таки северный, а не обходной маршрут через Суэцкий канал. В пользу этого говорят и недавние успешные проводки СПГ-танкеров с «Ямал СПГ» в январе, и необходимость развивать СМП. Кроме того, амбиции «Роснефти» в сфере СПГ, о которых было заявлено недавно («Кара СПГ» пока выглядит очень сложным проектом, реализация которого под вопросом, но завод «Таймыр СПГ» в рамках «Восток Ойл» может быть реализован) также напрямую связаны с развитием круглогодичного судоходства по СМП.

Рынок газа ЕС: внимание к ПХГ Европы и Украины

В ЕС цены заметно снизились. На Европу в ближайшую неделю также, как и на европейскую часть РФ, надвигается похолодание. Но поставка по фьючерсному контракту будет только в марте, а холодная погода в феврале. Разницы в ценах (между ЕС и АТР) в $2 пока достаточно, чтобы поставки СПГ уходили в Азию, но мы уже близки к моменту, когда европейское направление вновь станет привлекательным для части экспорта из США, особенно с учётом перегрузки Панамского канала.

Хотя в январе «Газпром» активно отбирал топливо из ПХГ Европы, тем не менее по сравнению с январём прошлого года поставки выросли на 45%. Основное внимание приковано к ситуации в ПХГ. Сейчас в них уже меньше газа, чем в прошлом году на дату завершения отопительного сезона (конец марта), а до этого момента ещё почти два месяца. При сохранении текущих темпов отбора газа хватит на 67 дней (но до нулевых запасов газ почти никогда не отбирался, за редким исключением в отдельных странах).

Некоторые наблюдатели отмечают, что сейчас нужно учитывать и запасы в украинских ПХГ, которые в текущем году рекордные. Тут, однако, есть ограничения в экспортных мощностях в сторону ЕС в периоды высокого спроса.

Если же смотреть на график заполненности украинских ПХГ, то любопытен ещё один момент. В середине сентября объёмы резко, в течение одного дня, снизились (см. рисунок). В чём дело?

Напомним, что исторически в ПХГ Украины в качестве «рабочих» запасов газа приписывалось около 5 млрд кубометров так называемого буферного газа, который не может быть извлечён без нарушения работы ПХГ (в том числе поэтому запасы никогда не снижались ниже отметки в 7 млрд кубометров). В сентябре так называемый «объём газа долгосрочного хранения, который не планируется отбирать до конца 2022 года», был отделён. Вероятно, это тот самый буферный газ, объём совпадает — 4,7 млрд куб. Таким образом, формально объём газа в украинских ПХГ сейчас меньше (примерно на 1 млрд куб.м), чем годом ранее, но реально — газа больше, просто в предыдущем году в объёмах ещё учитывались те 5 млрд кубометров, которые невозможно отобрать.