Экспорт СПГ из США — уже сегодня

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

Китайский газ

Рано или поздно все страны с регулированием цен на газ приходят к тому, что цены нужно повышать.

Заниженные цены на газ до поры до времени очень полезны, они позволяют популистским правительствам субсидировать население за счет бездушных корпораций. Низкие цены также стимулируют рост производства и, как следствие, резкий рост потребления газа. Бездушные корпорации, впрочем, со временем резко снижают инвестиции в добычу газа, и через несколько лет собственная добыча падает/стагнирует, спрос продолжает расти, и стране нужно либо увеличивать собственную добычу, либо импортировать.

Этих целей можно добиться разными способами: грамотной налоговой политикой, улучшением инвестиционного климата, проведение государственной доразведки ресурсов и выдачей новых лицензий, но самый простой, надежный, быстрый и неприятный для правительства способ: повысить цены для потребителей внутри страны. На этой стадии сейчас находятся многие страны: Египет (внутренние проблемы), Аргентина (плохой инвестклимат после истории с YPF), Индия (неудачи на Кришна-Годавари D6), в какой-то степени даже Россия. Во всех этих странах повышение цен уже началось, но их основная цель — обеспечение комфортного уровня для добывающих компаний внутри страны: например, таргет в Индии 8.4 $/mmbtu; в Аргентине сделали 7.5 $/mmbtu, если не ошибаюсь; в России стремятся к равнодоходности поставок на экспорт (то есть примерно 4 $/mmbtu по нынешним ценам) — этих значений явно недостаточно, чтобы сделать выгодным импорт газа в страну.

Гораздо решительнее действует Китай. Уже в 2007 году, когда импорт СПГ превысил 5% от потребления газа, стало ясно, что через несколько лет китайские госкомпании будут работать в убыток, теряя на импорте СПГ больше денег, чем зарабатывают на продаже добытого внутри страны газа.

В результате в конце 2000-х была задумана ценовая реформа, и в 2011 году первые два региона — Гуандун и Гуанси — стали участниками пилотной программы ценообразования. Цена газа внутри этих провинций была привязана к цене мазута и СУГ с дисконтом 10%. Газ и до этого стоил в этих провинциях достаточно дорого, поэтому эксперимент прошел более чем удачно, и в июле 2013 года было решено расширить эксперимент на всю страну.

Нефтепродуктовая формула выглядит следующим образом:

P = K * (60% * P мазута * H газа / H мазута + 40% * P СУГ * H газа / H СУГ) * (1 + R),
где
K — дисконт (изначально 90%),
P — таможенные импортные цены на мазут и СУГ,
H — удельная теплота сгорания газа, мазута и СУГ,
R — НДС на природный газ (13%).

Весь потребляемый газ был разделен а два больших объема — «старый» спрос (до 2012 года) и «новый». Цена старого газа внутри страны была повышена примерно на 15%, а для нового газа цена в восточных провинциях определялась стоимостью нефтепродуктов минус 15%. Ценообразование в остальных провинциях осуществлялось на основе дисконта к этим ценам с учетом стоимости транспорта по трубопроводам из Средней Азии. В результате сложился такой ценовой ландшафт: для старого газа цены составляли от 7 $/mmbtu в западных провинциях до 12 $/mmbtu в Гуандуне, для новых объемов — от 10 $/mmbtu на Западе до 15 $/mmbtu в приморских районах. Реформа не повлияла на цены для населения, однако было заявлено, что в течение 2015 года и эти цены придут в соответствие с рыночными.

Как это часто бывает в случае Китае, понятие «рыночные» в данном случае относительное — комиссия по ценообразованию заявила, что несмотря на публикацию формулы, цены будут регулироваться, в том числе «с учетом социально-экономических факторов».

С 1 сентября 2014 года запущена очередная итерация реформы. Цены на базовые объемы повышены еще на 1.7 $/mmbtu (в среднем на 20%). Цена на новые объемы по-прежнему рассчитываются от цен мазута и СУГ. Заявлено, что в 2015 году будет достигнута точка равенства этих цен. Кроме того, полностью либерализована цена на импортный СПГ и добытый в Китае сланцевый газ (и любой другой unconventional).

Таким образом, китайцы, которые 7-8 лет назад покупали СПГ по 3-4 $/mmbtu, но понимали, что по новым контрактам цена будет выше в 4 раза, успели заблаговременно подготовиться (и подготовить потребителей) к этому, и теперь новый австралийский газ, Папуа-Новая Гвинея и портфельные контракты будут спокойно «переварены» китайскими компаниями.

PS. Благостную картину портит только огромная неопределенность по возникновению нового спроса на газ.

Подробнее