Litgas и Delfin LNG

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

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

Литва и СПГ: восточноевропейские грабли

На днях представители Litgas объявили о подписании контракта на покупку СПГ с норвежской Statoil с привязкой к NBP. Это в очередной раз вызвало волну споров об экономической целесообразности (как и в случаях с Польшей и Украиной). Газпром тут же отреагировал, назвав это решение политическим. Между тем, понять, насколько это выгодно для Литвы, довольно просто.

Цена газа в Литве будет складываться из двух составляющих:

1. цена СПГ DES Клайпеда,
2. стоимость регазификации.

Закупка СПГ

Про контракт известно следующее: 400 тыс тонн в год, цена привязана к NBP. Помимо этого, менеджер Litgas Доминикас Тучкус заявил, что цена СПГ, если бы он поставлялся в этом году, составила бы 900-1000 литов за м3, если считать за последние 4 месяца. В пересчете на доллары (по текущему курсу лита) это 9.6-10.6 $/mmbtu. Тукус также добавил, что они отдают себе отчет в том, что зимой цена может быть выше.

Цена на СПГ определяется по котировкам «месяц вперед» на NBP. Посмотрим их за последние 4 месяца:

май 7.52
июнь 6.84
июль 6.52
август 6.97

Диапазон составляет 6.5-7.5. Сравнив с ценами на СПГ, получаем, что цена DES Клайпеда, вероятнее всего, составляет NBP + 3 $/mmbtu.


Литовская Независимость

Регазификация

FSRU Independence, заказанный Klaipedos Nafta у Hoegh LNG, по данным последней, будет генерировать EBITDA на уровне 50 млн в год. Значит, тайм-чартерная ставка будет на уровне немногим выше 150 тысяч долларов в день. Я слышал цифру в 155 000. Таким образом, расходы на регаз составят около 60 млн долларов в год. Мощность регаза составляет 2.2 млн т в год, объем только норвежского контракта — 0.4 млн т. Таким образом, удельные затраты на регаз составят 2.7 $/mmbtu, и могут снизиться до 0.5 $/mmbtu в случае 100% использования терминала (чего не может быть, так как Газпромовский контракт по-прежнему в силе).

Выводы

Средняя цена норвежского газа в трубе в Литве в 2013 году в среднем составила бы
10.51 + 3 + 0.5..2.7 = 14-16.2 $/mmbtu.
Для сравнения, средняя цена Газпрома в Литве составила 14.5 $/mmbtu.

Таким образом, цена Газпрома уже близка к нижней границе диапазона. А с июля 2014 года Газпром начнет продавать газ в Литву на 20% дешевле…

Подробнее