|
Текущая ситуация на глобальном газовом рынке, без преувеличения, беспрецедентна. Таких спотовых цен на СПГ в Азии никогда не было: котировки достигали психологически важной отметки в три доллара за миллион БТЕ (британские тепловые единицы), что соответствует примерно 105 долларам за тысячу кубометров. В свою очередь, биржевые цены в Европе еще ниже — на уровне 95 долларов.
Китайский импортер СПГ, компания CNOOC попыталась на фоне коронавируса объявить форс-мажор и отказаться от импорта причитающегося ей топлива, но поставщики (Total и Shell) не признают ситуацию форс-мажором.
Да, в сложившейся картине виноват так называемый идеальный шторм, все факторы сошлись против газа: это и очень теплая зима почти во всех регионах Северного полушария, и прогнозировавшийся заранее переизбыток СПГ вследствие запуска новых производств, и переполненные из-за подготовки к отменившемуся кризису украинского транзита хранилища газа в Европе. И конечно, коронавирус, в результате которого экономическая активность в КНР резко снизилась, что уже влияет на ситуацию не только на газовом, но и на сырьевом рынке в целом.
Тем не менее ценовая картина не может не вызывать опасения у участников рынка. Мы неоднократно обсуждали, что низкие спотовые цены на сжиженный газ уже привели к ситуации, когда большинство компаний не может покрыть свои полные (то есть с учетом капитальных затрат) расходы на производство СПГ.
Но текущие цены вплотную приблизились к отметке, когда и операционные затраты для многих производителей уже не окупаются. В теории ситуация, когда цена реализации меньше операционных расходов, должна привести к остановке этой части экспорта. Пока, правда, этого не происходит.
Лучше всего наблюдать здесь за экспортом заокеанского сжиженного газа, где прозрачны все составляющие цены. Экспорт американского СПГ не останавливается (хотя уже близок к этому) лишь потому, что и на американском рынке (он в значительной степени изолирован, поэтому падение цен там — это внутренняя история, очень слабо связанная с общемировой) сейчас низкие цены.
Котировки на американском Henry Hub упали до 1,8 доллара за миллион БТЕ, что катастрофически подкашивает финансовые результаты ключевых добытчиков сланцевого газа. Но и по таким внутриамериканским ценам — при текущих общемировых — экспорт из США оказывается на грани рентабельности даже по операционным затратам.
Достаточно сказать, что справедливая цена, при которой американские производители смогут добывать газ более-менее прибыльно, составляет те самые три доллара за миллион БТЕ. Повторимся: примерно столько же сейчас СПГ стоит в Азии, а в Европе — дешевле. А ведь природный газ из США нужно еще подвергнуть сжижению и перевезти. И кроме того, существуют накладные расходы и прибыли трейдеров.
Экономическая теория гласит: в таких условиях производители должны воздерживаться от новых инвестиций, что в результате сбалансирует рынок. В прошлом году мы наблюдали (после трехлетнего затишья с минимальным числом запущенных проектов) небывалый объем инвестрешений по новым заводам СПГ — около 90 миллиардов кубометров в год мощностей по сжижению. Но будут ли массовые инвестрешения в этом году на фоне рекордно сверхнизких цен? Или компании вновь возьмут паузу?
Ранее часто обсуждалось, что при сверхнизких ценах на газ мы увидим дополнительный спрос за счет замещения газа углем в генерации, а также дополнительный спрос в некоторых секторах промышленности. Почему этого не происходит — тема для отдельного обсуждения, но по факту можно зафиксировать, что на небольших интервалах, в диапазоне пары месяцев, дополнительной поддержки со стороны спроса на ожидаемом уровне в четыре доллара за миллион БТЕ нет.
Сказав все это, нельзя не сделать очень важную оговорку. Все вышесказанное относится к так называемым спотовым (упрощенно — биржевым) ценам на СПГ. Цены же на сжиженный газ по контрактам с ценовой привязкой к нефти заметно выше.
Например, в январе, когда средние спотовые цены СПГ в Азии еще составляли 4,7 доллара, поставки с нефтяной привязкой находились на уровне девяти долларов за миллион БТЕ. Такая цена уже полностью окупает все затраты для большинства производителей.
Правда, нужно понимать, что это средневзвешенная цена, в том числе и по старым контрактам с высоким коэффициентом привязки к нефти. Для новых контрактов этот коэффициент ниже. Можно оценить, что при нефти даже в 60 долларов за баррель сжиженный газ в Азии будет стоить около семи долларов за миллион БТЕ. Эта цена также приемлема для большинства производителей и более чем в два раза выше текущих спотовых цен.
Поэтому окажется неудивительным, если тот СПГ, от которого пыталась отказаться китайская компания, — это были совсем не поставки по спотовым ценам, а достаточно дорогой "нефтяной" СПГ.
Так или иначе, все последние годы мы видим противопоставление ситуации на нефтяном рынке и на газовом. На нефтяном рынке сложилась коалиция ОПЕК+, которая защищает (когда более удачно, когда — менее) необходимый уровень цен. А вот создание "газовой ОПЕК" в текущих условиях выглядит крайне маловероятным (напротив, речь идет о ценовых войнах и защите своей доли рынка), поэтому в условиях избытка цены проваливаются. Дополнительной проблемой является тот факт, что газ, особенно СПГ, в случае избытка намного сложнее хранить и создавать запасы по сравнению с нефтью.
Остается главный вопрос: каково же соотношение продаж СПГ по "споту" и по "нефтяным" ценам? Прямых оценок нет. Кроме того, картина на рынке СПГ очень пестрая: здесь и обилие трейдеров, которые одновременно покупают и продают газ, и третий тип ценообразования с привязкой к внутриамериканским ценам. Тем не менее, по разным оценкам, "спот" составляет уже свыше четверти, возможно, даже до трети рынка, но нефтяная привязка, особенно для азиатского сектора, остается доминирующей.
Тут, правда, важно, что будет в ситуации с новыми проектами. Как еще недавно казалось, "спот" должен играть все большую роль в определении цены поставок. Сейчас же можно предположить, что последние события вновь сделают актуальной нефтяную ценовую привязку (пусть и с меньшим коэффициентом, чем несколько лет назад), что надежнее защитит инвестиции производителей в новые проекты.
Показательный пример — "Арктик СПГ 2", российский проект "Новатэка". Инвестрешение принято в прошлом году. Новости февраля 2019-го: "Новатэк" планирует продавать 50% на "споте", остальное — по контрактам. И совсем другие новости октября 2019-го (еще до вызванного коронавирусом ценового пике, но когда перепроизводство СПГ уже надвигалось): нет конкретных решений по доле "спота", однако такие продажи будут в общем производстве.
Подытожим
Во-первых — и главных. Конечно, на цены "спота" нужно обращать внимание. Правда, при этом нужно помнить, что и доля контрактов с нефтяной ценовой привязкой достаточно высока. К сожалению, далеко не все производители в явном виде раскрывают долю тех или иных контрактов в своем портфеле (это касается продавцов и СПГ, и сетевого газа; в первую очередь это пример "Газпрома"), что затрудняет оценки средней цены реализации газа и СПГ.
Во-вторых, при всех известных недостатках нефтяной системы ценообразования на СПГ (все же газ уже давно стал самостоятельным товаром, а доля нефти в структуре энергопотребления падает) эта конструкция за счет наличия договоров ОПЕК+ и более-менее стабильной цены нефти позволит стабилизировать рынок. В долгосрочном плане от этого выиграют все участники рынка, так как ценовые качели, вызванные перепроизводством и сменяющимся дефицитом, никому не нужны.
На этом фоне интересной темой для анализа остаются контракты по намеченным проектам СПГ. Согласятся ли продавцы увеличивать долю "спота" в новых контрактах, или же согласятся ли покупатели сохранить нефтяную привязку — остается наблюдать.
Александр Собко
|
