Пресс-конференция Газпрома 16 июня 2015 года

Представители ОАО Газпром — Александр Иванович Медведев, Елена Викторовна Бурмистрова и другие — в ходе сегодняшней пресс-конференции и интервью сделали ряд интересных заявлений. 

Вот дайджест:

– Либерализация экспорта трубопроводного газа с востока России, которой добиваются независимые поставщики газа, противоречит интересам государства;

– Решение о строительстве 3-й очереди СПГ-завода на Сахалине будет принято не ранее 2016 г.;

– Японские компании готовы финансировать 3-ю линию завода «Сахалин-2»;

– «Газпром» не рассматривает трубопроводные поставки газа в Японию;

– Проект «Владивосток СПГ», который с февраля 2013 года находится в формате «инвестиционной стадии реализации», нуждается в принятии дополнительного решения для своей реализации;

– «Газпром» не рассматривает возможность поставок трубопроводного газа в Индию;

– «Газпром» в 2015 г. приступит к первому этапу строительства газоперерабатывающего завода в Амурской области, мощность завода составит 38 млрд куб. м;

– «Газпром» подал в правительство заявку на придание статуса территории опережающего развития для Амурского ГПЗ;

– Юани и рубли могут стать валютой расчета при поставках газа из РФ в Китай по «Западному маршруту»;

– «Газпром» ожидает подписания в ближайшее время документов по цене поставок газа в Китай;

– Ресурсной базы «Газпрома» достаточно для удовлетворения спроса Китая в газе в объеме до 100 млрд куб. м;

– «Газпром» сохраняет планы по вводу в эксплуатацию Ковыктинского месторождения в 2022 году;

– «Газпром» не исключает возможность привлечения Китая в добычные проекты. Но пока интереса к проектам в РФ у китайских партнеров нет.

— Завод Baltic LNG и сопутствующая инфраструктура будут стоить около 1 трлн руб. (председатель совета директоров ОАО «Компания Усть-Луга» Валерий Израйлит)

— «Газпром» подписал среднесрочный контракты с RWE и TEPCO на поставку СПГ в Японию. («Интерфакс»). Группа «Газпром» в 2014 году подписала среднесрочные договоры на поставку СПГ с компаниям TEPCO и RWE, сообщается в материалах компании.

На сайте Газпрома можно найти презентацию, справку к пресс-конференции, видео- и аудиозапись (здесь).

Подробнее

Цены на СПГ с нефтяной привязкой

Гронингенская модель

В начале 1960-х в Голландии планировали начать разработку гигантского Гронингенского месторождения. Чтобы обеспечить отбор газа по долгосрочным контрактам, пришлось отойти от продажи газа по классической до тех пор модели кост-плюс. Капризные немецкие, французские и бельгийские потребители соглашались подписывать долгосрочные контракты с фиксированным минимальным уровнем отбора только при условии гарантированной долгосрочной выгодности газа. Основными конкурентами газа в топливном балансе Северной Европы на тот момент были мазут и газойль. Так родилась «гронингенская модель» формулы цены на газ.

Учитывая низкую себестоимость добычи газа, такая модель также отвечала интересам производителей, и позволяла извлекать ренту Хотеллинга в дополнение к ренте Рикардо.

В рамках этой модели формула может быть двух видов:

1. Аддитивная формула

P = P0 + a * x * (go — go0) + (1 — a) * y * (fo — fo0),

где

p0 — базовая цена: согласованная «справедливая цена» газа (обычно на момент заключения контракта),
a — коэффициент привязки цены к продукту (в контрактах 60-х годов около 0.6),
go — цена газойля в текущий момент времени,
go0 — цена газойля на момент определения справедливой цены газа (момент заключения контракта),
fo — цена мазута в текущий момент времени,
fo0 — цена мазута на момент определения справедливой цены газа,
x и y — отражают разницу в теплотворной способности продуктов и коэффициент полезного использования энергии, или

2. Мультипликативная

P = P0 * (a * go/go0 + (1 — a) * fo/fo0).

Пример мультипликативной формулы (предположительно, контракт Газпрома) можно найти тут.

Поставки Газпрома с конца 1960-х были выстроены по такому же принципу. Евангелисты Газпромовского ценообразования рассказывали об этом принципе, истории его возникновения и теоретическом обосновании во всех подробностях — почитать можно, например, тут. Много об этом писали и в Европе.

Конечно, газойль и мазут не единственные альтернативы для газа. В формулах может встречаться и уголь, и электричество, и другие. Что интересно — в контрактах «с нефтяной привязкой» в Европе нефти как таковой почти никогда нет.

Важная разница по сравнению с предыдущей моделью ценообразования заключалась в том, что при кост-плюс цены газа в соседних странах отличаются приблизительно на стоимость транспортировки газа. При привязке к нефтепродуктах цена газа может отличаться значительно сильнее, поэтому критически важным элементом контрактов с нефтяной привязкой были destination clauses — запрет перепродавать этот газ в другие страны. Это противоречит законам о защите конкуренции в ЕС, и начиная со второй половины 2000-х продавцы были вынуждены отказаться от этих ограничений.

Японский бенчмарк

В 1970-е основным топливом в Японии была нефть, при этом почти всю ее импортировали. Импортная нефть в первичном топливном энергетическом балансе страны составляла 60-70%.

Таким образом, чтобы СПГ был конкурентоспособным в долгосрочной перспективе, он должен был быть дешевле средней цены импортируемой нефти. Для этого в контрактах на поставку СПГ стали использовать фактическую средневзвешенную цену импорта нефти в Японию, публикуемую министерством финансов страны — Japanese Crude Cocktail, или JCC. Были попытки использовать и другие сорта/смеси сортов нефти: например, в 1980-е Индонезия и Малайзия пытались привязывать цену на СПГ к FOB цене производимой в Индонезии нефти (Indonesian Crude Price index), однако рыночным стандартом такой подход не стал.

Нефтяной паритет

При сравнении объемов или себестоимости добычи газа, газового конденсата и нефти часто используют такой показатель, как «баррель нефтяного эквивалента». Это единица теплоты, а не объема. При плотности нефти 0.835 и теплотворной способности в 46 МДж/кг (для расчета БНЭ принимается высшая теплотворная способность) БНЭ равен примерно 5.8 миллионов британских термических единиц. Таким образом, 1 mmbtu эквивалентен 0.172 барреля.

Значит, если покупатель хочет купить этот миллион британских термических единиц в виде газа, он не будет платить больше, чем 17.2% * JCC (oil-parity price).

К формуле цены на СПГ еще добавлялась константа, отражающая стоимость доставки. Поскольку большая часть СПГ в Японию, Корею и Тайвань доставлялась из Индонезии, Малайзии и (позже) Австралии, эта константа была не слишком большой — от 0.5 до 0.7 долларов.
Таким образом, на рынке СПГ в Азии сформировалось четкое понимание стоимости СПГ: 14.5-15% * JCC + 0.5-0.7. При цене на нефть в 25-30 $/bbl это около нефтяного паритета (16.5-17.8% * JCC).

Япония постоянно покупала СПГ дороже всех в мире, и для ликвидации этого неравенства потребители пытались входить в цепочку СПГ — покупали небольшие доли в проектах, заключали контракты на условиях FOB, чтобы везти СПГ самим, увеличивали константу в формуле, но главное — добились введения S-кривой.

S-кривая

Введение S-кривой было призвано смягчить резкие изменения цены на нефть. При некотором диапазоне цен на нефть, признанном «нормальным» на момент заключения контракта, формула цены была стандартной (14-15% JCC), однако если нефть выходила за указанные границы, наклон существенно уменьшался. Это замедляло падение цены на СПГ при резком снижении цены на нефть и, аналогично, замедляло рост цены на СПГ при неожиданном росте цены на нефть.

Разновидностью S-кривой можно считать фиксацию минимально и максимально возможного уровня цены по контракту. Иногда такую структуру цены называют Z-curve.

S-кривая работала и на пользу продавцов, обеспечивая более высокую цену при низких ценах на нефть. Тем не менее, основной принцип — сделать СПГ гарантированно (немного) более дешевым, чем нефть — был в этот момент нарушен. Это и приводило к странным историям в будущем.

Странные истории в будущем

CNOOC и Tangguh

В 2002 году BP Indonesia заключила контракт на поставку в провинцию Фуцзянь 2.6 млн т в год по формуле цены P = 5.25% * JCC + 1.35. На тот момент производственная мощность построенных заводов составляла 123 млн, а уже к 2006 — в полтора раза больше. Такой избыток производственных мощностей сделал СПГ в Азии ярко выраженным рынком покупателя, и продавец был вынужден согласиться на потолок по цене нефти на уровне текущей на тот момент цены в 26 долларов, что соответствовало цене на СПГ в 2.7 $/mmbtu. Еще до начала поставок в 2006 году цена на нефть выросла до 65 долларов за баррель, и покупатель согласился сдвинуть потолок до 38 $/баррель, что повысило цену до 3.35 $/mmbtu.

Этот контракт долгие годы был самым дешевым для Китая, в 2012-13 годах он был в 5 раз дешевле СПГ из других источников. К середине 2014 года индонезийцы сумели пересмотреть цену и согласовать следующую структуру:

2014 год: P = 6.5% * JCC + 1.5, потолок цены устраняется.
2015 год: P = 9% * JCC + 1.3.
2016 год: P = 10.5% * JCC + 1.5.

Таким образом, только введение потолка цены помогло Китаю сэкономить на этом контракте около 2.8 млрд долларов, и более 10 млрд долларов по сравнению с обычной рыночной ценой.

CNOOC и NorthWest Shelf

В тот же период австралийская Woodside подписала с той же CNOOC 25-летний контракт на поставку в Гуандун 3 миллионов тонн в год. Потолок цены по контракту составлял 3.8 $/mmbtu, пересмотр цены по условиям контракта был невозможен. Несмотря на это, австралийцы много раз просили покупателей найти приемлемый для обеих сторон компромисс. Китайцы были непреклонны.

В результате, начиная с 2011 года, Woodside стал стараться поставлять как можно меньше грузов. Сначала ссылались на тайфуны и плохую погоду, потом на «внезапную остановку завода». В качестве компенсации предлагали платить до 40% стоимости груза (то есть 1.5 $/mmbtu — явно недостаточно для компенсации покупки груза на спотовом рынке). В итоге в мае 2015 года Woodside, по слухам, поставил покупателям ультиматум, что полностью прекратят поставку СПГ по этому контракту.

Petronet и RasGas

В 1999 году индийские компании (через Petronet) обеспечили себе доступ к очень дешевому СПГ из Катара. RasGas так стремилась выйти на индийский рынок, что согласилась подписать контракт по 12.6% * JCC, при этом пол и потолок по нефти составляли 16 и 24 доллара за баррель — то есть СПГ должен был стоить не меньше 2.01 $/mmbtu и не больше 3.04 $/mmbtu. В 2003 году Petronet, увидев, что цена стабильно заметно выше 20 долларов за баррель, пересмотрел цену и договорился зафиксировать цену на уровне 2.53 $/mmbtu на 5 лет (до 2009 года), с последующим постепенным переходом к расчету цены на базе 12-месячной средней цены JCC, но с механизмом потолка и пола цены на базе 60-месячной средней JCC.

Такой большой лаг на растущей цене на нефть и низкий уровень цены долгое время позволял индусам серьезно выигрывать в цене — и Катар неоднократно обращался к ним с просьбой повысить цену до 14.5% JCC, но получал отказ. Зато в последние несколько месяцев, на развернувшемся рынке, Petronet вынужден покупать СПГ примерно за 13 $/mmbtu — видимо, дороже всех в мире.

В итоге Petronet, ожидая рост цен, за первый квартал выбрал на треть меньше СПГ (почти исчерпав свою годовую невыборку в 10%) и вступил в переговоры с продавцом с целью уменьшить общий контрактный объем на те же 10%.

GAIL и все остальные

Petronet — это покупатель-агрегатор, владеющий регазификационными терминалами. Купленный СПГ он продает крупным индийским компаниям. Один из основных покупателей катарского СПГ в Индии — это GAIL, который теперь серьезно страдает от цен на катарский СПГ.

Помимо этого, GAIL в 2009 году через Petronet купил газ с австралийского Gorgon за 14.5% * JCC. По нынешним временам эта цена кажется довольно высокой, и GAIL уже просит Petronet поговорить с Gorgon и пересмотреть цену.

Кроме этого, GAIL уже напрямую купил 6 млн т с Sabine Pass и Cove Point — и этот СПГ, который еще пару лет назад казался спасением, при нынешних ценах на нефть тоже оказывается неконкурентоспособен: компании на внутреннем рынке отказываются брать на себя риски Henry Hub.

Огорченный всем происходящим, глава GAIL господин Трипати уже заявил, что долгосрочные контракты — зло, и GAIL в будущем планирует закупать СПГ по 3-5-летним контрактам.

Выводы

1. Не надо быть слишком умным, заключайте максимально стандартные рыночные контракты.
2. Добавляйте гибкость и способы заработать вместе: пересмотры цены, перенаправления, отмены грузов, свопы и так далее.
3. Не надо быть жадным, не пытайтесь обмануть контрагента.
4. Даже если обмануть удалось, 20 лет продавать выше рынка вам не удастся.

Подробнее

Американская мечта-2. Обновление

В августе 2014 года — после второго по счету FID американского завода — я описывал статус строительства всех американских заводов. В конце того поста я сделал и некий прогноз на будущее, приведу его полностью:

До конца 2014 года мы совершенно точно увидим FID Freeport и Cove Point, до конца 1 квартала 2015-го, вероятно, еще примут инвестрешение Sabine Pass T5-6 и Corpus Christi. Таким образом, гарантированный объем американского СПГ (ну, если не считать возможность покупателей отказаться от производства СПГ) составит 61 миллион тонн в год: 18 миллионов тонн с конца 2016-го года, остальные 43 миллиона не раньше второй половины 2018-го года. И это не прогноз, это реальность, изменить которую может реальный форс-мажор.

1 квартал 2015 года закончился, и можно подвести итоги — с учетом последних новостей. Сейчас в стадии строительства находятся заводы общей мощностью 48.5 млн т (18 + 12 + 13.2 + 5.3), что немного меньше прогноза — падение цен на нефть замедлило процесс принятия решений, приблизительно на 3-6 месяцев. Так, FID третьей очереди Freeport, который ожидался до конца 2014 года, случился только в апреле. Corpus Christi и 5-6 очереди Sabine Pass уже получили лицензию FERC (в декабре и апреле соответственно), лицензия на экспорт DoE, скорее всего, будет выдана в третьем квартале. Соответственно, окончательные инвестрешения по будут приняты позднее, вероятно, осенью 2015 года, если цена на нефть не уйдет ниже 50 долларов за баррель.

Corpus Christi, вероятно, примет ту же тактику, что и Freeport — примет решение по двум первым очередям как можно быстрее, а переговоры по третьей очереди завершит через 3-4 месяца, спокойно проведя переговоры по оставшимся контрактам и условиям по кредитам.

Эта задержка не помешает запустить эти заводы общей мощностью еще на 22.5 млн тонн к 2020-му году. Возможно, к ним присоединится и Elba Island.

Таким образом, в 2020-м году экспорт из США составит 48.5 + 22.5 = 71 млн тонн. Падение цен на нефть не остановило заводы, которые находились в высокой стадии готовности (только немного замедлило). А вот со многими другими заводами ситуация гораздо грустнее (или веселее — в зависимости от принятой точки зрения):

— реально замедлился прогресс у Lake Charles: BG в преддверии сделки с Shell предпочло отложить FID на следующий год,
— FERC объявил по Oregon LNG, что завершит рассмотрение заявки 12 февраля 2016 года, то есть окончательное разрешение будет в середине мая, то есть разрешение non-FTA не может быть получено раньше 3Q2016, при этом власти штата оказывают серьезное сопротивление строительству газопровода,
— акционеры Lavaca Bay сами попросили FERC отложить процесс рассмотрения их заявки,
— и самое главное: за полгода не было подписано ни одного нового контракта с конечными покупателями, за исключением контракта того же Corpus Christi с Energias de Portugal на 0.77 млн т в год.

За прошедшие полгода появился еще с десяток новых заводов. Некоторые из них выглядят совершенно безумными: например, заводы, в которых все владельцы — физические лица, или заводы с планами начать производство в 2016 году, или, к примеру, Barca и Eos — проекты с совершенно одинаковой технической документацией, в их заявках в DoE одинаковы даже иллюстрации и схемы расположения барж. Есть и те, которые спекулируют на популярных политических темах — например, Delfin LNG. В общем, жизнь кипит — но вряд ли какой-то из этих проектов, заявленных позже 2013 года, будет запущен до 2025 года.

PS. За прогрессом многочисленных СПГ-заводов следить реально непросто, и я решил собрать информацию о них в единую таблицу, которая будет регулярно обновляться. Кажется, в русскоязычном интернете такого нет (да и в англоязычном тоже, если посоветуете — с удовольствием подпишусь на такой ресурс). Вот эта таблица. В названиях, датах запуска и объемах проектов из нижней трети списка возможны расхождения в разных источниках — слишком ранняя стадия, слишком велика неопределенность, очень часто изменения не фиксируются ни в каких официальных источниках.

Подробнее

Американские СПГ-заводы

Данные по всем американским заводам по состоянию на 1 апреля 2015 года. Изменения после этого времени выделены красным.

# Название проекта Год Статус MTPA Контракты FERC DoE Акционеры
1 Sabine Pass T1-4 2016-17 Строится 18 100% Да Non-FTA 90% Cheniere 71%, Blackstone 29%
2 Cameron LNG T1-3 2018 Строится 12 100% Да Non-FTA 100% Sempra 50.2%, Mitsubishi, Mitsui, GDF SUEZ (по 16.6%)
3 Freeport LNG T1-2 2018-19 Строится 8.8 100% Да Non-FTA 100% Freeport 50%, Chubu, Osaka Gas (по 25% в T1), IFM 50% в T2
4 Cove Point LNG 2017 Строится 5.25 93% Да Non-FTA 100% Dominion 100%
5 Freeport LNG T3 2019 Строится 4.4 100% Да Non-FTA 70% Freeport LNG 100%
6 Corpus Christi T1-2 2018-19 Строится 9 81% Да Non-FTA 100% Cheniere 100%
7 Sabine Pass T5 2018 Строится 4.5 84% Да Non-FTA 100% Cheniere 71%, Blackstone 29%
61.95

# Название проекта Год Статус MTPA Контракты FERC DoE Акционеры
8 Sabine Pass T6 2019-20 ✓ FEED 4.5 0% Да Non-FTA 100% Cheniere 71%, Blackstone 29%
9 Jordan Cove T1-4 2018-19 ✓ FEED 6 75% (HoA) Да Non-FTA 100% Veresen 75%, Williams 25%
10 Corpus Christi T3 2019 ✓ FEED 4.5 26% Да FTA 100% Cheniere 100%
11 Elba Island LNG 2017 In FEED 2.5 100% (HoA) Нет FTA 100% Kinder Morgan 100%

# Название проекта Год Статус MTPA Контракты FERC DoE Акционеры
12 Freeport T4 2020 5.5 0% Нет FTA 100% Freeport LNG 100%
13 Lake Charles LNG 2020 In FEED 15 100% (с BG) Да Non-FTA 100% Energy Transfer Equity 100% (оператор+толлинг — 100% BG)
14 Magnolia LNG 2018-19 Pre-FEED 8 83% (TS) Да FTA 100% LNG Ltd. (100%)
15 Oregon LNG 2019 ✓ FEED 9 0% Нет Non-FTA 100% Oregon LNG 100%
16 Golden Pass 2019-20 Pre-FEED 15.6 0% Нет FTA 100% Qatar Petroleum 70%, ExxonMobil 30%
17 Gulf LNG 2020-21 10 0% Нет FTA 100% Kinder Morgan 50%, 30% Thunderbird, 20% Blackstone Group
18 Cambridge Energy FLNG 2018 7.2 0% Нет FTA 100% Cambridge Energy Holdings 100%
19 Calcasieu Pass LNG 2018-19 10 0% Нет FTA 100% Venture Global Calcasieu Pass 100%
20 Downeast LNG 2019-20 3 0% Нет FTA 100% Downeast LNG 100%
21 Cameron LNG T4-5 8 0% Нет Нет Sempra 50.2%, Mitsubishi, Mitsui, GDF SUEZ (по 16.6%)
22 Corpus Christi T4-5 2021 9 0% Нет Нет Cheniere 100%
23 Mississippi River LNG 2021 6 0% Нет FTA 100% Parallax Energy 100%
24 Gulf Coast LNG 2018 21 0% Нет FTA 100% Michael Smith 97%, Smith Trust Fund 3%
25 South Texas LNG 2019-20 21 0% Нет Нет DSME 70%, D&H Holdings 20%, NextDecade 10%
26 Main Pass Energy Hub (FLNG) 2017-19 24 17% (HoA) Нет (MARAD) FTA 100% McMoran Exploration 100%
27 Eos FLNG 2016 12 33% Нет FTA 100% Andrew Kunian 49%, Kent Strong 25.5%, James Gadson 25.5%
28 Barca FLNG 2016 12 0% Нет FTA 100% Andrew Kunian 49%, Brendan Kelley 25.5%, Mason Bridges 25.5%
29 Delfin FLNG 2017-21 Pre-FEED 13 20% (MoU) Нет (MARAD) FTA 100% Fairwood Peninsula 100%
30 Waller Point LNG 2016 1.25 0% Нет FTA 100% Waller Marine, Inc. 100%
31 G2 LNG 2020 14 0% Нет Нет G2 LNG 100%
32 Gasfin LNG 2019 1.5 0% Нет FTA 100% Gasfin 100%
33 Texas FLNG 2018 2 0% Нет FTA 100% Vivek Chandra 60%, Langtry Meyer 40%
34 Annova LNG 2018 7 0% Нет FTA 100% Exelon 96%; Annova 4%
35 Alturas LNG 1.5 0% Нет Нет WesPac LNG Corp 100%
36 Monkey Island LNG 2021 12 0% Нет FTA 100% SCT&E LNG 100%
37 REI Alaska LNG 1 0% Нет Нет Resources Energy Inc. 100%
38 General American LNG 2022 4 0% Нет Нет General American LNG 100%
39 Live Oak LNG 2019 5 0% Нет Нет Parallax Energy 100%
40 Port Arthur LNG 2021 10 0% Да Нет Sempra 100%
41 Rio Grande LNG 2020 In FEED 27 0% Нет Нет NextDecade 100%
42 Alaska LNG 2024 Pre-FEED 20 0% Нет Non-FTA 100% ExxonMobil, BP, ConocoPhillips, TransCanada
43 Plaquemines LNG 2019-20 Pre-FEED 20 0% Нет Нет Venture Global 100%
44 Lavaca Bay FLNG 2018 9 0% Нет FTA 100% Excelerate Energy 100%

Подробнее

Новый Henry Hub

Японская энергетическая компания Toho Gas во вторник заявила о том, что подписала 10-летний контракт на поставку 7-9 танкеров СПГ (0.5-0.6 млн т) в год с малайзийской компанией Petronas. Начало поставок запланировано на апрель 2017 года. Цена СПГ будет привязана к нефти и Henry Hub. Это не первый случай использования смешанной привязки в формуле цены на СПГ — можно вспомнить сделку между BG и CNOOC на 5 млн т в год, заключенную в 2013 году. Однако нынешняя сделка по-своему уникальна.

Компания Petronas на 100% принадлежит правительству Малайзии, обеспечивает почти половину бюджета страны и входит в 100 крупнейших компаний мира. Задача компании — монетизировать нефтегазовые доходы страны. С этой целью еще в семидесятые началось строительство СПГ-заводов. В XXI веке Petronas стал инвестировать в СПГ за рубежом.

На данный момент компании Petronas принадлежат действующие СПГ-заводы в Египте (ELNG, 36-38%) и Малайзии (60-90%), строятся еще три завода в Малайзии (включая 2 плавучих, все на 100% принадлежат компании) и Австралии (28%), также планируется завод в Канаде (Pacific NorthWest, 62%). Таким образом, эффективная доля Petronas в реально действующих проектах (Египет не считаем) составляет 17 млн т, в строящихся — 9 млн т, в запланированных — еще 7. Отметим, что среди них нет ни одного проекта из США.

Помимо контрактов с собственных заводов, у Petronas есть только один долгосрочный (10 лет) контракт на покупку СПГ из Брунея (2013-2023, 1 млн т в год).

Таким образом, у одного из крупнейших игроков на рынке СПГ нет контрактов на покупку СПГ, цена которого была бы привязана к Henry Hub, однако он, под давлением покупателей, вынужден брать на себя риск JCC/Henry Hub. Значит, что количество СПГ, продаваемого по Henry Hub, будет больше, чем СПГ, произведенного в США. То есть Henry Hub стал еще на шаг ближе к тому, чтобы определять уровень цен на мировой СПГ.

Подробнее