Новости

Даже при более или менее стабильном росте спроса такое положение дел означает ужесточение конкуренции поставщиков, тенденцию к росту затрат на развитие производства и снижению цен на природный газ. Вместе с тем, довольно позитивные долгосрочные перспективы природного газа стимулируют инвестиционную активность: покупатели готовы подписывать долгосрочные контракты, а продавцы готовы выделять средства на развитие необходимых проектов.

Сегодня компания «Эрнст энд Янг» выпустила отчет о новом исследовании, где рассматривается динамика развития мирового рынка СПГ. В отчете под названием «Global LNG report – Will new demand and new supply mean new pricing» (Исследование мирового рынка СПГ: новый спрос + новое предложение = новые цены?) излагается практически единодушное мнение экспертов о продолжении уверенного роста спроса на СПГ в течение последующих 10-20 лет в условиях увеличивающегося веса покупателей, для которых одним из решающих факторов является цена и которые не готовы платить надбавку за гарантированные поставки.

За последние полвека в отрасли наблюдалось неуклонное расширение числа поставщиков СПГ, причем смена лидеров происходила волнообразно. В первой волне тон задавали Алжир, Малайзия и Индонезия, во второй - Катар и Австралия. Третья волна может сформироваться из 25 других стран, причем у многих из них производственные мощности пока практически отсутствуют, однако к 2020 году на эти страны может приходиться до 30% мирового производства СПГ.

Число предлагаемых проектов в области производства СПГ растет быстрее, чем возможности отрасли по их реализации. Как правило,  по причине высокой затратности, связанной с трудностями реализации и резким ростом стоимости строительных работ, сложнее всего продвигаются проекты в Австралии. Обычно реализация проектов связана с гораздо менее существенными рисками, если объемы поставок заранее подтверждены контрактами. В то же время, значительный выигрыш в экономической эффективности будет обеспечен при реализации на действующих площадках («brownfield») проектов, связанных с расширением текущей деятельности, а также проектов, где, как в США, задействована существующая инфраструктура импорта СПГ.

Аналогичным образом, проекты, связанные лишь с производством и сбытом СПГ и не включающие в себя затраты по разведке и добыче природного газа (что также характерно для большинства перспективных американских проектов по экспорту СПГ), окажутся в гораздо более выигрышном положении по сравнению с интегрированными проектами. Тем не менее, если отвлечься от объемов и динамики предложения и спроса, то самые значительные потенциальные изменения ожидаются в области цен на СПГ. Возникает ряд вопросов: будут ли контрактные цены на СПГ по-прежнему привязаны к мировым ценам на нефть? Можно ли ожидать, что часть сделок будет заключаться по спотовым ценам? Наконец, начнет ли сокращаться разброс цен на газ на региональных рынках?

Распространение новых источников предложения нарушает равновесие на рынке СПГ. Судя по всему, азиатские покупатели ищут способы пересмотра, а то и полного отказа от долгосрочных и относительно дорогостоящих ценовых моделей, предусматривающих безоговорочную привязку цен на газ к ценам на нефть. При столь высоком уровне затрат на развитие проектов СПГ экономическая эффективность проектов обеспечивается лишь долгосрочными контрактами, жестко закрепляющими обязательства по отбору газа. Однако в последнее время на рынке наблюдается объективное противоречие между стремлением продавцов компенсировать растущие затраты на реализацию проектов и стремлением покупателей как можно больше экономить при закупке.

Если рассматривать предложение на рынке углеводородов в глобальной перспективе, то запасы нефти начинают истощаться, в то время как ситуация с газом более обнадеживающая. Вследствие этого, упорно не желающие снижаться цены на нефть и растущие избыточные объемы природного газа делают доводы в пользу строгой привязки к нефтяной конъюнктуре все более шаткими. Индексация газовых контрактов исходя из цен на нефть становится все более затруднительной из-за ужесточения конкуренции между продавцами, нежелания покупателей переплачивать, либерализации правил работы в энергетическом секторе, конкуренции поставщиков газа по мере введения в эксплуатацию новых объектов инфраструктуры, роста ликвидности спотового рынка, и, что самое важное, - увеличения экспортных поставок СПГ по спотовым ценам. Таким образом, высокозатратным проектам будет все сложнее обеспечить будущую эффективность на основе двусторонних контрактов, а продавцы дорогостоящего газа будут из всех сил стараться сохранить уровень цен.

С точки зрения цен, наиболее значимыми среди потенциальных экспортеров СПГ являются компании США и Западной Канады, где на сырье (природный газ), вероятнее всего, будут устанавливаться спотовые цены, в отличие от других регионов, где цена на газ обычно полностью или частично привязана к ценам на нефть. Что немаловажно, возможность заключения спотовых контрактов на североамериканский СПГ может обрушить сложившуюся на рынке структуру цен.

Проектируемые мощности по экспорту североамериканского СПГ отличаются особенно выгодным расположением, несмотря на то, что экспорт из терминалов в Мексиканском заливе даже на условиях Free On Board (FOB) обходится несколько дороже. По мере того, как на азиатские рынки начинают поступать крупные объемы дешевого СПГ, проекты поставки по более высоким ценам (в частности, австралийские) будут все быстрее сдавать позиции.

По мнению «Эрнст энд Янг», в средне- и долгосрочной перспективе мы будем наблюдать плавный, но неуклонный отход от привязки к нефтяным ценам в направлении ценообразования в хабах или спотовых цен. Продавцы СПГ вынуждены, хоть и без восторга, мириться с действительностью и идти на различные уступки, чтобы сохранить конкурентоспособность.

Дэйл Найджока, руководитель международной группы «Эрнст энд Янг» по оказанию услуг компаниям нефтегазовой отрасли, отмечает: «Вряд ли стоит ожидать резкого падения цен на СПГ. Стоимость поставки по-прежнему высока, а, кроме того, нужно стимулировать развитие новых производственных мощностей».