СПГ

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

Поучительная история Нарендры Моди

darovskih Оставить комментарий

О необходимости строить СПГ-танкеры для российских проектов говорили давно. В прошлом году этот вопрос обсуждали с президентом. Можно ли построить танкеры для Ямал СПГ на российских судоверфях?

Как возить СПГ с Ямала?

Ямал СПГ подписал контракты как с европейскими, так и с азиатскими покупателями. Летом поставки в Азию будут идти напрямую, по Северному морскому пути, для этого был специально разработан дизайн судов СПГ ледового класса (Arc7), повышенной мощности, с зимним оборудованием. Лето на Северном морском пути длится с июля по ноябрь, и в это время нет ограничений на хождение судов такого класса. Об этом можно почитать в правилах администрации СМП, таблицы допуска в Приложении 2. Зимой (с декабря по июнь) самостоятельное хождение таких танкеров по восточной части Севморпути может быть запрещено, однако юго-западная часть Карского моря доступна для Arc7 — таким образом, в зимний период весь объем СПГ будет перевозиться в или через Европу.

Европейские покупатели будут получать СПГ непосредственно с танкеров Arc7, для азиатских потребителей СПГ будет перегружаться на традиционные танкеры и отвозиться в азиатские порты через Суэцкий канал.

Всего для проекта понадобится примерно 15 танкеров ледового класса и больше 10 традиционных танкеров.

Arc7 — это совершенно уникальные корабли, 300 метров в длину, 50 в ширину, три двигателя общей мощностью 50 МВт, могут ходить как носом вперед, так и кормой (причем второе эффективнее во льдах!), через лед толщиной два метра. Они довольно дорогие, поэтому если с ледовыми возможностями построенных кораблей что-то пойдет не так, использование для перевозок СПГ в теплых морях будет убыточным. И наоборот, заменить эти корабли фрахтованием существующих тоже будет невозможно.

Поэтому строительство этих кораблей максимально опытной компанией, на счету которой были бы десятки построенных СПГ-судов, — это ключевой элемент транспортной стратегии. Кроме того, логистика — это один из самых главных рисков для проектного финансирования, все участники которого должны быть максимально уверены, что СПГ можно будет вывезти хотя бы в Европу. От участия в тендере, трезво оценив свои силы, отказывались даже судоверфи второго уровня качества.

Другое дело традиционные суда. За последние 20 лет, действительно, на этом рынке с нуля появились два абсолютно новых игрока.

Южная Корея

В 1994 году Hyundai построила два первых СПГ-танкера. Это стало возможным только потому, что в 1994 году стартовали два контракта корейской KOGAS с индонезийскими заводами Arun и Bontang. Оба контракта были на базисе FOB, поэтому корейцам нужен был собственный транспорт.

Эти два первых корабля (YK Sovereign и Hyundai Utopia) стоили 290 и 250 миллионов $ и надолго стали самыми дорогими в истории корейского СПГ-судостроения — вплоть до 2008 года, когда лишь чуть дороже были построены вдвое большие QMax для Катара. Входной билет на рынок обошелся недешево.

На танкерах были установлены сферические танки, по лицензии из Японии.

Долгие годы пользователем всех корейских танкеров был KOGAS, никто другой не доверял корейским верфям. В 1990-е годы 17 из 17 корейских кораблей зафрахтовал KOGAS, после 2000-го — 5 из 215 (!). За эти годы корейцы заняли уверенное первое место по количеству заказов и построенных судов, потеснив Японию. Именно корейская судоверфь (Daewoo) делает и ледовые танкеры для Ямал СПГ.

Китай

В 2005 компания CNOOC подписала свой первый FOB-контракт — и тоже с индонезийским заводом. Под этот контракт China LNG Ship Mgmt заказала пять танкеров у судоверфи Hudong-Zhonghua. В 2008-09 годах все они были введены в строй. Средний срок изготовления составил 60 месяцев, против 40 у корейцев.

С тех пор китайцы построили еще 2 танкера (последний был введен в строй в середине января 2015 года). Все танки построены по мембранной технологии французской GTT.

В прошлом году Китай перешел на следующий уровень — строительство для иностранного судовладельца и для иностранного фрахтователя. В июле 2014-го Hudong-Zhonghua подписала контракт на строительство 4 танкеров с компанией Teekay для BG Group.

В целом сейчас количество размещенных заказов выглядит так: 119 кораблей построит Корея, 21 Япония и 17 — Китай. Другие страны СПГ-танкеры больше не строят.

Общий объем построенных судов (в м3 СПГ, один стандартный танкер сейчас вмещает около 170 000 м3)

Индия

В прошлом году в Индии к власти пришел Нарендра Моди, лидер националистической партии BJP. В сентябре он запустил кампанию Make in India, которая призывает инвестировать в производство на территории Индии и переносить технологии.

За несколько лет до этого, в 2011 и 2013 годах компания GAIL подписала контракты почти на 6 млн т с американскими Sabine Pass и Cove Point. Как и все другие американские контракты, эти договоры заключены на базисе FOB. Для доставки такого объема GAIL должна была зафрахтовать около 10 танкеров.

В апреле прошлого года Совет Директоров GAIL одобрил проведение тендера на 9-11 танкеров. В августе тендер был запущен, однако кампания Моди заставила реструктурировать тендер (GAIL долго сопротивлялся, но государство как владелец компании настояло на своем). 9 танкеров были разбиты на 3 лота по три танкера, один из которых в каждом лоте должен был быть построен в Индии (общая стоимость — около 7 млрд долларов). Предполагалось участие в тендере Samsung, Daewoo, Hyundai и STX. Еще в ноябре STX бодрился и планировал участие в тендере, однако на практике первоначальный дедлайн на получение заявок был перенесен с 30 октября на 4 декабря, затем на 6 января, затем на 17 февраля, а неделю назад было объявлено, что тендер отменен из-за отсутствия заявок. Все корейские судоверфи отказались делиться технологиями с местными судостроителями.

Так Индия осталась без танкеров, без заказов и без технологий.

PS Обновление от 07.07.2015. Следующая итерация: «постройте для нас 11 танкеров, из которых 8 где хотите за 2.5 года, а три все-таки в Индии — но за 5 лет».

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

Китайский газ

darovskih Оставить комментарий

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

Транспортировка СПГ

darovskih 7 комментарии

Чтобы понять, куда может пойти американский (и любой другой) СПГ, надо хорошо представлять себе экономику перевозки газа.

Себестоимость перевозок СПГ на короткие расстояния выше, чем у трубопроводного транспорта, однако гораздо медленнее растет с увеличением транспортного плеча. Точка равной себестоимости поставок газа по трубе и в виде СПГ находится в районе 3000 км: если везти газ нужно дальше, СПГ становится выгоднее. В англоязычном интернете можно найти много графиков, отражающих эту зависимость, но абсолютные цифры там очень сомнительные, поэтому здесь я этот график приводить не буду.

Кроме того, СПГ не привязан к определенной точке поставок, благодаря чему портфельные игроки могут существенно оптимизировать стоимость транспортировки: например, если у одной компании есть контракт на поставку груза из Нигерии в Корею (10600 миль) и из Катара в Европу (5700 миль), можно поставить груз из Нигерии в Европу (3300), а из Катара в Корею (6200). Выигрыш в расстоянии в этом условном, но реалистичном примере составит 40%.

Как происходит транспортировка, если не вдаваться в детали?
1. СПГ в порту погружается на танкер (время в порту порядка 2 дней),
2. идет в порт назначения (крейсерская скорость в открытой воде около 18 узлов),
3. потребляет в пути СПГ (расходуется 0.1%-0.15% в день, в зависимости от используемой силовой установки и возможностей по повторному сжижению отпарного газа),
4. в порту поставки разгружается, оставляя на борту «неснижаемый остаток», СПГ для обратного хода плюс запас на три дня пути,
5. идет обратно.

В среднем 10 дней в году судно находится на ТО. Из оставшихся 355 дней в полезной эксплуатации (то есть в одном из описанных выше состояний) танкер находится 90-95% времени, в результате задержек, плохой погоды, ожидания приливов/отливов, пиратов, проблем с заполнением документов, отсутствия слотов в порту разгрузки и чего угодно еще. При этом тайм-чартерная ставка платится на базе 365 дней в году, операционные затраты – исходя из 355 дней.

Кроме описанных расходов, еще нужно оплачивать портовые сборы, страховку, осмотр корабля, запальное топливо, стоимость прохода через Суэц (+дополнительные сутки в пути). Если требуется проход через Суэц, может потребоваться нанять защиту от пиратов.

Пример

В результате, грубый расчет стоимости одного рейса от Фрипорта (Техас) до Айл-оф-Грейн (Великобритания) на современном танкере (170 000 м3) может выглядеть следующим образом:
1. Общее время в пути (roundtrip) – 27 дней.
2. Общий объем СПГ (доставленный) – 162 000 м3.
3. Стоимость фрахта и операционных затрат на один рейс $2,4 млн.
4. Портовые сборы, страховка, топливо и другие затраты – $200 тысяч.
5. Затраты на отпарной газ (по цене 10 $/mmbtu) – $1,2 млн.

Вывод

Итого стоимость транспортировки американского газа из Мексиканского залива в Великобританию (с учетом 90% средней эффективности флота и необходимости технического обслуживания) составит 1.15 $/mmbtu.

Соответственно, при цене на Henry Hub в 5 долларов цена DES Isle of Grain составит 9,9 $/mmbtu. Для продажи СПГ как газа необходимо еще учесть стоимость регазификации (примерно 0.5 $/mmbtu). В 2013 году цена выше 10.4 $/mmbtu была 7 месяцев из 12.

Кроме того, нельзя забывать, что эти 3 $/mmbtu, которые стоит сжижение в Штатах – это sunk cost, поэтому СПГ пойдет в Европу (при отсутствии других, более привлекательных направлений), как только цена газа там будет выше 7.4 $/mmbtu.

PS. Конечно, транспортировка танкерами ледового класса с Ямала по СМП считается немного иначе.

Подробнее