экспорт

Американская мечта-2. Обновление

darovskih 1 комментарий

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

Новый Henry Hub

darovskih Оставить комментарий

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

Litgas и Delfin LNG

darovskih Оставить комментарий

Про первый контракт литовского Litgas на покупку СПГ я писал полгода назад. Этот контракт вступил в силу и благополучно действует. Более того, Litgas, еще недавно 100% импортер газа, уже подписывает контракты на экспорт газа в Эстонию.

На прошлой неделе было объявлено о подписании договора с компанией Delfin LNG, который многие СМИ поспешили назвать контрактом на поставку СПГ. Это не совсем так. На самом деле было подписано два документа: меморандум о взаимопонимании по поводу будущих поставок и форма типового контракта на поставку СПГ (master SPA). Форма контракта описывает основные договоренности сторон и позволяет в будущем быстро договорить о поставках спотовых грузов, подписав приложение к типовому контракту на 2-3 страницах. Таких типовых контрактов у литовской компании уже полтора десятка.

Оба подписанных документа не обязывающие, и поставки СПГ до 2018-19 годов в Литву увеличить не смогут.

Delfin FLNG

Delfin FLNG это интересный проект. Я рассказывал, что американским проектам надо получить два основных разрешения: заключение о воздействии новых сооружений на окружающую среду от FERC и разрешение на экспорт СПГ от DoE. Delfin — один из двух проектов, которым разрешение FERC не требуется: вместе с Main Pass Energy Hub они будут располагаться в территориальных водах, и поэтому регулируются Морской администрацией США. Есть вероятность, что это позволит Delfin FLNG получить разрешение немного быстрее. Впрочем, официальную заявку на прохождение экспертизы проект еще не подал.

С точки разрешения разрешения на экспорт Delfin находится в той же ситуации, что и два десятка других проектов — разрешение на поставку в страны с соглашением о свободной торговле с США (FTA) уже получено (вот заявка с подробным описанием проекта), однако для поставок в Литву необходимо будет получить non-FTA лицензию, на данный момент проект семнадцатый в очереди.

Мощность проекта — 13 млн т в год, плавучий терминал неподалеку от Cameron Parish, Луизиана. Обязывающих контрактов Delfin FLNG еще не заключил.

Подробнее

Экспорт СПГ из США — уже сегодня

darovskih 3 комментарии

Нередко говорят, что момент, когда начнется первый экспорт из США, может радикально изменить ландшафт мирового рынка СПГ. Это не совсем так.

Во-первых

Если смотреть на мировой рынок газа как на единую систему, совершенно очевидно, что ситуации «импорт СПГ в США снизился с 22 до 2 млн т в год» и «вместо импорта 2 млн т в год США теперь экспортируют 18 млн т» абсолютно аналогичны с точки зрения воздействия на рынок. Первая ситуация заставила переформатировать ангольский проект и закрыть штокманский, вторая прямо сейчас убивает 90% новых проектов в мире.

Важны не абсолютные числа, а динамика, а она одна и та же на протяжении нескольких лет.

us lng import

Во-вторых

США давно экспортирует газ — причем не только по трубе (в Мексику и Канаду), но и в виде СПГ.

В-третьих

Не менее важно иметь системный подход к энергетическому рынку в целом. Важнейшим понятием в электроэнергетике США является coal-to-gas switching. Это очень простой процесс: как только производить электричество из угля становится дешевле, чем из газа, спрос на газ резко падает, и наоборот.

Конечно, это не значит, что люди начинают использовать уголь в газотурбинных установках: просто менее эффективная генерация выключается, и замещается более эффективной, которая прежде простаивала. При свободном рынке и достаточных мощностях генерации такое переключение может быть достаточно быстрым.

Газ против угля

На графике можно увидеть фактическую цену газа и угля, которые получали американские электростанции [данные заканчиваются августом — потому что я планировал написать этот пост три месяца назад], которые переведены в стоимость электричества с учетом среднегодовых фактических КПД газовых и угольных станций.

coal-vs-gas volumes

Конечно, переключение, скажем, 50% мощностей с угля на газ просто невозможно (столько простаивающих газовых мощностей никто себе не может позволить), однако тренд хорошо заметен. Хорошо также заметно, как сказалось на этом рынке падение цен на газ во втором квартале 2012 года, когда Henry Hub надолго ушел ниже 2 долларов. В 2012 году генерация на газе потребила (в пересчете на СПГ) на 32 млн т в год больше, чем в 2008-м!

Падение использования угля в электроэнергетике будет продолжаться. Во-первых, начинает действовать структурный coal-to-gas switch: в первой половине 2014 года в США было введено в строй 5.8 ГВт новых мощностей, по 40% — солнечные батареи и газ, 15% ветер, угольных станций не было построено ни одной.

efficiency

Во-вторых, КПД газовых станций со временем растет, угольных — остается на месте.

Таким образом, «излишний» произведенный газ, который не может выйти из страны, давит на цену, оказывается дешевле угля, который оказывается не нужен — и может быть экспортирован.

Чтобы понять, насколько сопоставим прирост газа с «вытесненным» углем, сравним рост потребления газа в электроэнергетике по сравнению с эталонным 2008 (с учетом параллельного падения импорта газа в США) с ростом чистой экспортной позиции США по углю. Пересчитаем всё для удобства в миллионы тонн СПГ.

gas-vs-coal LNG MTPA

Прирост чистого экспорта угля эквивалентен около 25 млн т СПГ в год — или более 10% мирового потребления. При этом почти 80% из них было продано странам, которые имеют СПГ-терминалы и могли бы вместо угля покупать сжиженный газ (Бельгия, Франция, Италия, Испания, Китай, Япония, Индия итд).

Выводы

Таким образом, само по себе начало экспорта СПГ из США мало что изменит — это просто продолжение старой политики новыми средствами.

Что действительно изменит (говоря точнее, уже изменило) рынок, так это одномоментный (в течение 2-3 лет) выход большого объема СПГ с новой ценовой привязкой, продаваемого на условиях FOB.

Насколько он будет большой и как на него повлияет изменившаяся цена не нефть? Ответ в следующий раз.

Подробнее

Канадский СПГ: от моря до моря?

darovskih Оставить комментарий
Все несчастливые проекты несчастливы по-разному

Несмотря на то, что в Канаде сейчас заявлено 20 СПГ проектов общей мощностью 223 млн т в год – это 90% от нынешнего мирового рынка СПГ – разобраться в том, насколько успешно будет СПГ-производство в Канаде, довольно непросто: слишком много игроков на рынке (в основном средних и маленьких, с небольшим опытом в СПГ), слишком разрозненная информация, непоследовательное регулирование, и еще индейцы.

Газ в Канаде

Добыча газа в 2013 году составила 143 млрд м3, это минимальное значение за последние 20 лет. Проблема – в снижении экспорта. Причина всё та же: добыча сланцевого газа в США (по понятным причинам экспортировать газ Канада может только единственным соседям).

Большая часть канадской добычи сосредоточена в западных регионах, Альберте и Британской Колумбии. Есть в Канаде и свой сланцевый газ, его добыча уже составляет 25%, основные залежи – Horn River, Montney Shale, Liard Basin, в перспективе еще Duvernay и Cordova Embayment. С другой стороны (то есть на востоке) газ добывается только на небольших офшорных месторождениях, поэтому газ приходится импортировать. В основном из тех же США.

До запуска физического европейского экспорта на Украину это, кажется, единственный случай одновременного существования встречных потоков между двумя странами

Необходимость в газе на востоке также заставила построить регазификационный терминал Canaport. Терминал, впрочем, в основном простаивает и жутко убыточный.

Сложив два и два (избыток газа на западном побережье и отсутствие возможности его продать не в США), канадские компании пришли к идее строить СПГ-заводы для экспорта в Азию почти в то же время, что и в Соединенных Штатах, не позже 2008 года.


Что нужно, чтобы построить СПГ-завод в Канаде?

1. Проект
2. Инфраструктура
3. Контракты
4. Опытные и/или целеустремленные акционеры
5. Разрешение на экспорт и законодательные вопросы
6. Договориться с индейцами

Проект

Проект полностью составлен только для одного СПГ-завода – Douglas Channel LNG, но как раз он-то построен точно не будет: в ноябре 2013 года проект объявил о court-order reorganization. В переводе с шершавого языка юриста это означает банкротство.

На стадии составления проектов находятся Goldboro LNG, Kitimat LNG, LNG Canada и Pacific Northwest LNG. Для сравнения: в США проект уже завершен у семи проектов. Счет 7:0.

Контракты

С контрактами у канадцев совсем беда. Покупатели в целом резонно намекают, что канадские проекты должны продавать газ с привязкой к Henry Hub, не только потому, что экспорт в США это единственная альтернатива для канадских производителей, но и потому что цены в самой Канаде сильно связаны с Henry Hub:

Начиная с января 2010 года цены для промышленности в среднем по Канаде лишь немного выше уровня Henry Hub, а цены в добывающих Альберте и Британской Колумбии даже ниже HH.

В то же время акционеры канадских проектов неоднократно заявляли, что их устроят только контракты с ценовой привязкой к нефти.

В результате их всех достижений на этом фронте – только следующее:

1) Kitimat с корейским KOGAS и испанским Gas Natural (в сумме 3.6 млн т в год, оба больше не действительны),
2) Douglas Channel с Golar и LNG Partners (в сумме 0.7 млн т в год, оба неактуальны по описанным в предыдущем разделе причинам),
3) Goldboro LNG с E.On для поставок в Европу на 5 млн т в год,
4) Pacific Northwest с акционерами (Petronas, JAPEX, Petroleum Brunei, Sinopec, China Huadian, Indian Oil Corporation, в сумме 10.6 млн т в год) как часть сделки по вхождению в проект.

Итого 16 млн т, из которых треть предназначена к поставке в Европу. США-Канада 59:16.

Акционеры

В капитале четырех проектов участвуют мейджоры: Kitimat LNG (Chevron), LNG Canada (Shell), Prince Rupert LNG (BG), West Coast Canada (ExxonMobil).
Однако Chevron заявляла, что планирует принять FID после 2017, BG собирается продать большую часть проекта, ExxonMobil еще не определилась с местом для завода и тоже планирует принять инвестрешение «через несколько лет».

На этом фоне сверхпозитивно выглядит LNG Canada, в акционерах у которого, помимо Shell (50%), крупнейшие потребители СПГ из Китая, Японии и Южной Кореи – PetroChina (20%), Mitsubishi (15%), and KOGAS (15%). Кроме того, у всех азиатских партнеров есть активы в сланцевых месторождениях в Западной Канаде. Правда, KOGAS и Mitsubishi в апреле 2014 года продали Shell по 5% своих акций, и корейцы также объявляли о планах еще снизить свою долю.

В этом смысле, впрочем, Штаты не лучше: там мейджоры участвуют в трех проектах.

Разрешение на экспорт и законы

Единственное, с чем нет проблем у канадских проектов: разрешение от National Energy Board на экспорт получили уже десяток проектов, включая Pacific Northwest, Prince Rupert, WCC, Goldboro, Aurora LNG, LNG Canada, Woodfibre. Даже такая экзотика, как Kitsault LNG, уже подала заявку на получение лицензии на экспорт.

Kitsault достоин того, чтобы о нем пару слов сказать: азиатский миллионер Кришнан Сутантиран специально купил себе одноименный заброшенный город (!), чтобы построить там завод СПГ

С другой стороны, Kitimat разрешения на экспорт не получил.

Важнейшим вопросом для всех СПГ-проектов в Британской Колумбии остается давно обсуждаемый закон об их налогообложении. По планам его должны рассмотреть в региональном парламенте в осеннюю сессию, однако оно может быть отложено и на следующий год. До принятия этого закона принятие любых инвестиционных решений маловероятно.

Инфраструктура

На западном побережье отсутствуют крупные центры потребления газа, поэтому газопроводов туда пока нет. Фактически, каждый проект запланировал для себя строительство отдельной трубы с месторождений. Для Kitimat потребуется 460 км трубы, для LNG Canada – 650 км, для Pacific Northwest – 750 км, для Prince Rupert – 840 км. Все эти газопроводы потребуют миллиардных вложений, на данных момент стоимость строительства труб оценивается в диапазоне от 1 до 5 млрд долларов.

На восточном побережье с инфраструктурой значительно лучше: Goldboro LNG планирует воспользоваться мощностями действующих газопроводов Maritimes & Northeast и Atlantic Bridge Pipeline. По Maritimes & Northeast, кстати, должен был идти импортный газ с Canaport, поэтому он сейчас пустует.

Индейцы

Противостояние индейцев и СПГ-проектов началось довольно давно – например, еще в 2013 году племя Гитсаала просило отозвать экспортную лицензию LNG Canada, так как NEB не проконсультировался с ними перед выдачей разрешения. Подобные заявления тогда не могли сильно повредить проектам, так как «консультации» не имели четкого юридического статуса.
Однако в июне 2014 года Верховный суд Канады принял прецедентное решение и расширил права племен за пределы их резерваций. Теперь вместо «консультаций» с местными племенами строители СПГ-проектов и трубопроводной инфраструктуры должны будут получать от них разрешение.
Уже после этого решения суда племя Гитга’ат заявило свои права на судоходный маршрут в канале Дугласа, племя Гитсан заявило о приостановлении переговоров по разрешению на строительство трех трубопроводов для СПГ-заводов, Steelhead LNG удалось договориться с племенем Ху-ай-ат о выделении земли.

Всё это не слишком затратно (пока), и стоит единицы миллионов долларов, однако может потребовать многомесячных переговоров. И чем более успешными будут эти переговоры для индейцев, тем сложнее будут даваться каждые следующие разрешения.

Выводы

Сейчас явно выделяются три проекта: Goldboro, LNG Canada и Pacific Northwest. Все они начали разработку проекта, у всех есть разрешение на экспорт. У Golbdoro есть покупатель на все объемы (хоть и не слишком активный в сфере СПГ) и возможность использования действующей инфраструктуры, у LNG Canada наилучшая структура акционеров, у Pacific Northwest хороший портфель потребителей (правда, 6 млн т для Petronas выглядит чересчур оптимистично).

Мой прогноз: первый проект (пожалуй, Goldboro) — в 2020-м, еще два в 2021-23, остальные, если и будут, то позже.

Подробнее