29 апреля 2015 Однако
На прошлой неделе в новостных лентах прошла новость: СПГ для Турции обходится дешевле российского газа. Действительно, спотовые цены на СПГ отреагировали на обвал нефтяных цен оперативней долгосрочных контрактов, и уже давно «болтаются» на отметке в 7 долл. за млн БТЕ (как в Европе, так и в Азии, то есть азиатская «премия» исчезла).
Таким образом, на первый взгляд — это просто казус, связанный с временными лагами в контракте. И уже во второй половине текущего года для «Газпрома» в плане спроса всё будет хорошо. Если цены на нефть сейчас резко не вырастут, то в третьем квартале российский газ для Европы будет немногим дороже 5 долл. за млн БТЕ, то есть дешевле, чем прогнозируемая биржевая цена (около 7 долл. за млн БТЕ).
Но что будет потом — в 2016 году и далее? С нынешней тенденцией к выправлению (и стабилизации) цены на нефть к концу года цены на российский газ подрастут как раз к уровню в 7 долл. за млн БТЕ. То есть начнётся прямая конкуренция с «биржевой ценой», по которой идут поставки, во-первых, большей части норвежского газа, во-вторых, большей части СПГ, в Европу.
И если все последние годы СПГ с европейского рынка только уходил, поэтому ЕС приходилось «плеваться», но брать российский, то в дальнейшем (на 2016–2020 годы), учитывая политическую составляющую, Европа может (или будет) сокращать импорт более дорогого российского газа в пользу дешевеющего СПГ, которого как раз постепенно (до 2020 года) становится избыток.
Соответственно, российский газ, если он вновь окажется дороже СПГ, будет выбираться только до уровней «бери-или-плати», которые, кстати, в последние годы были уменьшены.
Понятно, что ничего не понятно
Конечно, на самом деле мы рассмотрели только один (хотя и самый вероятный, исходя из сегодняшних реалий) вариант развития событий.
Неопределённостей много, и главные из них — сколько «лишнего» газа окажется на рынке и по какой цене он будет продаваться. Напомним, что в идеале этого «лишнего» газа вообще быть не должно. Но планы рассчитывались на быстрый рост спроса на СПГ в Китае, а КНР пока не торопится его увеличивать. (Кстати, фактически, возможная потеря Россией части европейского рынка — это плата за выход на рынок китайский.) Плюс к тому — три новых американских завода СПГ, которые ещё недавно никто не мог гарантировать.
25–30 млн тонн в год мощностей по сжижению с австралийских проектов будет запущено в текущем году, ещё примерно столько же достраивается, то есть выйдет на рынок в ближайшие годы. Плюс к тому — 44 млн тонн американского СПГ, первые поставки начнутся в начале 2016 года, основная часть — выйдет на рынок ближе к концу десятилетия. А также — российский газ с «Ямал СПГ» — 16,5 млн тонн. В сумме набегает свыше 150 млрд кубометров — примерно на уровне текущего газпромовского экспорта в ЕС.
Разумеется, Азия в любом случае будет забирать большую часть этого газа, но точное его распределение между Азией и Европой (а также, в меньшей степени, Южной Америкой и — как ни странно — Ближним Востоком) понять сейчас невозможно.
Но однозначно, что предложение СПГ в Европе в ближайшие годы будет заметно больше, чем раньше.
Не всё так плохо. Во-первых, потихоньку падает европейская добыча (в основном — в Нидерландах). Во-вторых, как и в случае нефти, даже небольшой навес лишнего газа способен значительно сбить биржевые цены, но кратное падение цены не означает, что дополнительного газа «хоть залейся». В-третьих, снижение цены на газ будет приводить к росту спроса.
Кроме того, появился новый импортёр СПГ — Пакистан, который как раз сейчас начинает закупки газа (пока — катарского) на свой плавучий терминал регазификации. Объёмы пока непонятны, но сверху они ограничены уровнем 4,5 млн тонн СПГ в год — такова мощность терминала.
Если говорить о традиционном факторе неопределённости — японском спросе, то оттуда вновь приходят сообщения о возможном запуске некоторых реакторов. Впрочем, такие разговоры идут с прошлого лета. А пока Япония импортировала в прошедшем финансовом году (завершился 31 марта) рекордные объёмы СПГ — 89,07 млн тонн, на 1,5% больше, чем годом ранее. И это несмотря на то, что в декабре заменяла часть СПГ на резко подешевевшие нефтепродукты.
Работа за троих
Ещё один фактор неопределённости в балансах газового спроса и предложения — переключения по линиям «газ–нефть» и «газ–уголь».
В декабре в Японии мы видели достаточно уникальный случай переключения с газа на нефть в электрогенерации.
До последнего времени росла конкуренция между газом (СПГ) и нефтью на транспорте. Сейчас, из-за подешевевшей нефти, для СПГ на транспорте настали не лучшие времена. Особенно в Китае, где руководство страны предпочло очень незначительно индексировать (в сторону снижения) регулируемые цены на газ, чтобы не подорвать собственную добычу нетрадиционных запасов газа.
Но наиболее интересный аспект — это переключения «газ–уголь» в электрогенерации. В том числе и потому, что именно это переключение задаёт уровень поддержки газовым ценам и не позволит им долгосрочно снизиться до бросового, по меркам мирового рынка, уровня в 4–5 долл. за млн БТЕ.
До недавнего времени импортируемый газ для электрогенерации в развивающихся (и даже в развитых) странах был дорог. А так как текущее снижение цен — явление временное, то и массово строить газовые электростанции никто не собирается.
Но у многих стран остаётся газ собственной добычи, который подешевле. Например, в Индии регулируемые внутренние цены на газ составляют 4,2 долл. за млн БТЕ. Под собственную добычу (на участке KG-D6) в стране были построены газовые электростанции. Но с добычей газа на месторождении возникли неожиданные трудности, поэтому сейчас часть станций простаивает. И внезапно подешевевший (с 14 до 7 долл. за млн БТЕ) импортный СПГ предоставил возможность запустить неработающие станции.
Впрочем, даже 7 долл. за млн БТЕ — дороговато для индийских генераторов. Поэтому разницу намерено компенсировать правительство через различные фонды. Объёмы дополнительного импорта СПГ не очень велики, в том числе и из-за ограничений возможностей приёмных терминалов. Речь идёт о дополнительном спросе на уровне 3 млн тонн СПГ в годовом исчислении.
Похожий сюжет мы вскоре можем увидеть и в совсем другом мире — в Великобритании. Здесь и раньше, в отличие от континентальной Европы, газ составлял заметную долю в структуре генерации. А с 1 апреля почти в два раза увеличена плата за выбросы углекислоты, в результате некоторые угольные ТЭС могут быть закрыты. Но главное, что в новых реалиях стоимость генерации на угле и на газе практически сравнялась, уголь остаётся совсем незначительно выгодней. Таким образом, близкие к текущим цены на газ (а это — напомним, всё те же 7 долл. за млн БТЕ) становятся уровнем поддержки биржевой цены газа в Европе.
Сложнее, чем раньше
Так или иначе, газовый рынок вступает в новую фазу, где ценовая конъюнктура менее предсказуема. Основные отличия от предыдущего периода:
— во-первых, цена на нефть подвержена более сильным флуктуациям, а от этого сильней «гуляет» и цена газа с нефтяной привязкой;
— во-вторых, в ЕС перенаправляется часть газа из Азии, в том числе и того, который по тем или иным причинам не выбирается в рамках долгосрочного контракта. А контрактная цена СПГ в Азии реагирует на изменение нефтяных цен чуть быстрее, чем цена российских трубопроводных поставок в ЕС;
— в-третьих, добавляют неопределённости акцептирование или высвобождение газа по линиям «уголь–газ» и «газ–нефть»;
— в-четвёртых, скоро появятся новые американские поставки с индексацией по американскому Henry Hub.
Недавно мы обсуждали решения «Газпрома», и в частности, некоторую непоследовательность действий, которая может объясняться необходимостью реагировать на меняющуюся рыночную ситуацию.
Но как бы «Газпром» не действовал тактически, остаётся вопрос — какова стратегическая задача. Если она состоит в том, чтобы тем или иным способом сохранить объём рынка, то тогда монополии придётся продавать топливо сверх поставок «бери-или-плати» по биржевым ценам.
Запас прочности у «Газпрома» есть. Оценка себестоимости поставок российского газа в Европу — 6 долл. за млн БТЕ (здесь и добыча, и налоги (НДПИ, экспортная пошлина) и достаточно затратная транспортировка). Но это значения при текущем объёме поставок. А чем меньше экспорт, тем на меньший объём приходится расписывать капитальные расходы, что увеличивает себестоимость. При этом и по добычным, и транспортным мощностям остаётся большой запас. Поэтому максимизация объёмов экспорта в Европу — это ещё и возможность снизить себестоимость газа.
Но политические решения могут внести свои коррективы. Если не идти навстречу по цене, то «Газпром» может потерять к концу десятилетия в европейских продажах по средним оценкам около 50 млрд кубометров (то есть, около трети нового СПГ уйдёт в Европу).
Так или иначе, в ближайшие пять лет российскому газовому экспорту в ЕС легко точно не будет. Будет сложно или очень сложно — говорить рано. Но точно будет интересно.
Таким образом, на первый взгляд — это просто казус, связанный с временными лагами в контракте. И уже во второй половине текущего года для «Газпрома» в плане спроса всё будет хорошо. Если цены на нефть сейчас резко не вырастут, то в третьем квартале российский газ для Европы будет немногим дороже 5 долл. за млн БТЕ, то есть дешевле, чем прогнозируемая биржевая цена (около 7 долл. за млн БТЕ).
Но что будет потом — в 2016 году и далее? С нынешней тенденцией к выправлению (и стабилизации) цены на нефть к концу года цены на российский газ подрастут как раз к уровню в 7 долл. за млн БТЕ. То есть начнётся прямая конкуренция с «биржевой ценой», по которой идут поставки, во-первых, большей части норвежского газа, во-вторых, большей части СПГ, в Европу.
И если все последние годы СПГ с европейского рынка только уходил, поэтому ЕС приходилось «плеваться», но брать российский, то в дальнейшем (на 2016–2020 годы), учитывая политическую составляющую, Европа может (или будет) сокращать импорт более дорогого российского газа в пользу дешевеющего СПГ, которого как раз постепенно (до 2020 года) становится избыток.
Соответственно, российский газ, если он вновь окажется дороже СПГ, будет выбираться только до уровней «бери-или-плати», которые, кстати, в последние годы были уменьшены.
Понятно, что ничего не понятно
Конечно, на самом деле мы рассмотрели только один (хотя и самый вероятный, исходя из сегодняшних реалий) вариант развития событий.
Неопределённостей много, и главные из них — сколько «лишнего» газа окажется на рынке и по какой цене он будет продаваться. Напомним, что в идеале этого «лишнего» газа вообще быть не должно. Но планы рассчитывались на быстрый рост спроса на СПГ в Китае, а КНР пока не торопится его увеличивать. (Кстати, фактически, возможная потеря Россией части европейского рынка — это плата за выход на рынок китайский.) Плюс к тому — три новых американских завода СПГ, которые ещё недавно никто не мог гарантировать.
25–30 млн тонн в год мощностей по сжижению с австралийских проектов будет запущено в текущем году, ещё примерно столько же достраивается, то есть выйдет на рынок в ближайшие годы. Плюс к тому — 44 млн тонн американского СПГ, первые поставки начнутся в начале 2016 года, основная часть — выйдет на рынок ближе к концу десятилетия. А также — российский газ с «Ямал СПГ» — 16,5 млн тонн. В сумме набегает свыше 150 млрд кубометров — примерно на уровне текущего газпромовского экспорта в ЕС.
Разумеется, Азия в любом случае будет забирать большую часть этого газа, но точное его распределение между Азией и Европой (а также, в меньшей степени, Южной Америкой и — как ни странно — Ближним Востоком) понять сейчас невозможно.
Но однозначно, что предложение СПГ в Европе в ближайшие годы будет заметно больше, чем раньше.
Не всё так плохо. Во-первых, потихоньку падает европейская добыча (в основном — в Нидерландах). Во-вторых, как и в случае нефти, даже небольшой навес лишнего газа способен значительно сбить биржевые цены, но кратное падение цены не означает, что дополнительного газа «хоть залейся». В-третьих, снижение цены на газ будет приводить к росту спроса.
Кроме того, появился новый импортёр СПГ — Пакистан, который как раз сейчас начинает закупки газа (пока — катарского) на свой плавучий терминал регазификации. Объёмы пока непонятны, но сверху они ограничены уровнем 4,5 млн тонн СПГ в год — такова мощность терминала.
Если говорить о традиционном факторе неопределённости — японском спросе, то оттуда вновь приходят сообщения о возможном запуске некоторых реакторов. Впрочем, такие разговоры идут с прошлого лета. А пока Япония импортировала в прошедшем финансовом году (завершился 31 марта) рекордные объёмы СПГ — 89,07 млн тонн, на 1,5% больше, чем годом ранее. И это несмотря на то, что в декабре заменяла часть СПГ на резко подешевевшие нефтепродукты.
Работа за троих
Ещё один фактор неопределённости в балансах газового спроса и предложения — переключения по линиям «газ–нефть» и «газ–уголь».
В декабре в Японии мы видели достаточно уникальный случай переключения с газа на нефть в электрогенерации.
До последнего времени росла конкуренция между газом (СПГ) и нефтью на транспорте. Сейчас, из-за подешевевшей нефти, для СПГ на транспорте настали не лучшие времена. Особенно в Китае, где руководство страны предпочло очень незначительно индексировать (в сторону снижения) регулируемые цены на газ, чтобы не подорвать собственную добычу нетрадиционных запасов газа.
Но наиболее интересный аспект — это переключения «газ–уголь» в электрогенерации. В том числе и потому, что именно это переключение задаёт уровень поддержки газовым ценам и не позволит им долгосрочно снизиться до бросового, по меркам мирового рынка, уровня в 4–5 долл. за млн БТЕ.
До недавнего времени импортируемый газ для электрогенерации в развивающихся (и даже в развитых) странах был дорог. А так как текущее снижение цен — явление временное, то и массово строить газовые электростанции никто не собирается.
Но у многих стран остаётся газ собственной добычи, который подешевле. Например, в Индии регулируемые внутренние цены на газ составляют 4,2 долл. за млн БТЕ. Под собственную добычу (на участке KG-D6) в стране были построены газовые электростанции. Но с добычей газа на месторождении возникли неожиданные трудности, поэтому сейчас часть станций простаивает. И внезапно подешевевший (с 14 до 7 долл. за млн БТЕ) импортный СПГ предоставил возможность запустить неработающие станции.
Впрочем, даже 7 долл. за млн БТЕ — дороговато для индийских генераторов. Поэтому разницу намерено компенсировать правительство через различные фонды. Объёмы дополнительного импорта СПГ не очень велики, в том числе и из-за ограничений возможностей приёмных терминалов. Речь идёт о дополнительном спросе на уровне 3 млн тонн СПГ в годовом исчислении.
Похожий сюжет мы вскоре можем увидеть и в совсем другом мире — в Великобритании. Здесь и раньше, в отличие от континентальной Европы, газ составлял заметную долю в структуре генерации. А с 1 апреля почти в два раза увеличена плата за выбросы углекислоты, в результате некоторые угольные ТЭС могут быть закрыты. Но главное, что в новых реалиях стоимость генерации на угле и на газе практически сравнялась, уголь остаётся совсем незначительно выгодней. Таким образом, близкие к текущим цены на газ (а это — напомним, всё те же 7 долл. за млн БТЕ) становятся уровнем поддержки биржевой цены газа в Европе.
Сложнее, чем раньше
Так или иначе, газовый рынок вступает в новую фазу, где ценовая конъюнктура менее предсказуема. Основные отличия от предыдущего периода:
— во-первых, цена на нефть подвержена более сильным флуктуациям, а от этого сильней «гуляет» и цена газа с нефтяной привязкой;
— во-вторых, в ЕС перенаправляется часть газа из Азии, в том числе и того, который по тем или иным причинам не выбирается в рамках долгосрочного контракта. А контрактная цена СПГ в Азии реагирует на изменение нефтяных цен чуть быстрее, чем цена российских трубопроводных поставок в ЕС;
— в-третьих, добавляют неопределённости акцептирование или высвобождение газа по линиям «уголь–газ» и «газ–нефть»;
— в-четвёртых, скоро появятся новые американские поставки с индексацией по американскому Henry Hub.
Недавно мы обсуждали решения «Газпрома», и в частности, некоторую непоследовательность действий, которая может объясняться необходимостью реагировать на меняющуюся рыночную ситуацию.
Но как бы «Газпром» не действовал тактически, остаётся вопрос — какова стратегическая задача. Если она состоит в том, чтобы тем или иным способом сохранить объём рынка, то тогда монополии придётся продавать топливо сверх поставок «бери-или-плати» по биржевым ценам.
Запас прочности у «Газпрома» есть. Оценка себестоимости поставок российского газа в Европу — 6 долл. за млн БТЕ (здесь и добыча, и налоги (НДПИ, экспортная пошлина) и достаточно затратная транспортировка). Но это значения при текущем объёме поставок. А чем меньше экспорт, тем на меньший объём приходится расписывать капитальные расходы, что увеличивает себестоимость. При этом и по добычным, и транспортным мощностям остаётся большой запас. Поэтому максимизация объёмов экспорта в Европу — это ещё и возможность снизить себестоимость газа.
Но политические решения могут внести свои коррективы. Если не идти навстречу по цене, то «Газпром» может потерять к концу десятилетия в европейских продажах по средним оценкам около 50 млрд кубометров (то есть, около трети нового СПГ уйдёт в Европу).
Так или иначе, в ближайшие пять лет российскому газовому экспорту в ЕС легко точно не будет. Будет сложно или очень сложно — говорить рано. Но точно будет интересно.
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией | При копировании ссылка обязательна | Нашли ошибку - выделить и нажать Ctrl+Enter | Жалоба