Дискуссия о сланцевом газ и сжиженном газе
24 ноября 2015 А.Собко. Двойная бухгалтерия. Почему США будут производить «убыточный» сжиженный газ http://www.odnako.org/blogs/dvoynaya-buhgalteriya-pochemu-ssha-budut-proizvodit-ubitochniy-szhizhenniy-gaz/
Про приближающийся избыток СПГ на мировом рынке не говорит уже только ленивый. Причины известны: замедление мировой (читай - азиатской, а скорее, китайской) экономики. В этом году азиатский спрос на СПГ даже снижается, а ведь еще недавно Китай показывал двузначные темпы годового прироста. Сейчас же динамика за три прошедших квартала выглядит вот так:
Вероятно, рост спроса на газ в АТР восстановится, но совсем не с теми темпами, под которые планировались строящиеся заводы по производству СПГ.
Напомним, в ближайшие пять лет на рынок выйдут около 160 млрд кубометров (в пересчете на газообразное топливо) СПГ, что составляет 40% от текущих объемов мировой торговли. Основные объемы придут из Австралии (сейчас заводы там запускаются буквально один за другим) и США, которые подключатся чуть позже (первые отгрузки - в начале следующего года). Австралийский СПГ по понятным причинам предназначается преимущественно для Азии.
А вот с американским СПГ не все так просто, хотя еще совсем недавно считалось, что основная его часть также пойдет в Азию. Но в условиях слабого нового спроса потребности АТР в СПГ будут закрыты австралийскими поставками плюс частью американского СПГ. В результате, часть газа из США в Азии окажется не востребованной, и с большой вероятностью она попадет в Европу.
Такому перенаправлению поставок способствуют два фактора.
От нефтяной привязки - к споту
Во-первых, цены на газ в Азии и Европе практически сравнялись
хотя еще недавно картинка была совсем другая.
Во-вторых, на этом фоне стоимость доставки СПГ из США в Европу оказывается в три раза дешевле по сравнению с доставкой в юго-восточную Азию. Соответственно, при прочих равных, чтобы СПГ пошел в Азию, цены там должны быть выше, чем в Европе на стоимость доставки, т.е. примерно на 2 долл. за млн БТЕ. (Здесь и далее: для перевода из долл. за млн БТЕ в долл. за тысячи кубометров необходимо умножить на 36).
Но, как известно, приведенные выше картинки - отчасти коварные. На них представлены цены спотового рынка. И если цена «спотового» газа в ЕС в ней примерно соответствует и цене по долгосрочному контракту, то в АТР долгосрочный контракт со стандартной нефтяной привязкой оказывается несколько дороже. Поэтому до недавнего времени к этим сравнениям нужно было относиться с осторожностью.
Сейчас же эта картинка уже значительно более полезна для понимания реальности в контексте будущих поставок СПГ.
Причины следующие. Во-первых, сейчас азиатские импортеры пытаются отказаться от закупок по долгосрочному контракту в пользу спотовых поставок. Выбирают контрактные объемы по минимуму. В некоторых случаях оказывается выгодней даже заплатить штраф за невыборку, но купить СПГ на спотовом рынке.
Вторая причина связана с особенностями новых поставок СПГ из США. Стоимость СПГ отвязана от нефтяного ценообразования в пользу внутриамериканских цен на газ. При этом, менять собственника СПГ будет уже на американском берегу (а не при доставке на конечные рынки, как было раньше). Среди покупателей две основные категории: во-первых, газовые трейдеры, которые покупают газ в свой «портфель». А также сами азиатские импортеры газа, закупающие СПГ для собственных нужд - это корейская KOGAS, индийская GAIL, японские энергетические компании.
Впрочем, даже в этом разделении уже появились условности. Азиатские импортеры также готовы перепродавать лишний американский СПГ, т.е. по факту становятся трейдерами.
Так или иначе, намечающееся разнообразие типов покупателей и ценовых привязок играет в пользу того, что ориентация на спотовые цены в ближайшем будущем окажется намного актуальней, чем еще в недавнем прошлом. Тем не менее отметим, что новые австралийские объемы будут продаваться преимущественно с нефтяной ценовой привязкой.
Особенности американского сжижения
Распространено мнение, что американский СПГ при нынешних ценах оказывается убыточен.
Действительно, так оно и есть. Но в текущем моменте убытками в нефтегазовом секторе никого не удивишь. Убыточна добыча трудноизвлекаемой нефти, части сланцевой нефти, те же австралийские производства СПГ, ит.д. ит.п.
Поэтому решение продолжать или не продолжать добычу (производство) энергоресурса принимают из совсем других соображений: оказывается ли выгодной продажа с учетом только операционных (текущих) затрат, без учета капитальных вложений (ведь они уже в любом случае сделаны).
В случае американского СПГ этот подход верен вдвойне: покупатели газа с многих производств оплачивают (точнее, уже оплатили) достаточно дорогостоящую процедуру сжижения на условиях «сжижай-или-плати». В свою очередь, владельцу завода (например, Cheniere Energy) в общем-то, все равно, будет сжижаться газ или нет - свои деньги он и так получит.
Соответственно, когда мы хотим понять, будет ли производиться американский СПГ, нам нужно ориентироваться в первую очередь на цену газа в США (точнее, на цену с коэффициентом 1,15 - дополнительные 15% составляют операционные расходы по сжижению).
К ним нужно добавить расходы на доставку - приблизительно 1 долл. за млн БТЕ для доставки в ЕС и 3 долл. для доставки в юго-восточную Азию.
Когда расширение Панамского канала завершится, газовозы пойдут в АТР через Тихий Океан. А стоимость доставки в Азию снизится до 2 долл. за млн БТЕ.
Сейчас цены на газ в США рекордно низкие - 2,2 долл. за млн БТЕ. Они не покрывают расходы на добычу. По оценкам консалтинговой компании Rystad Energy, стоимость газа в США должна вырасти хотя бы до 3 долл. за млн БТЕ (лучше немного побольше).
Другая, не менее уважаемая организация - Международный газовый союз - считает, что для устойчивого развития отрасли необходима внутренняя цена в диапазоне 4-5 долл. за млн БТЕ.
Что же получается в сумме: цена газа в США (и операционные затраты на сжижение) плюс транспортировка. До Европы, при цене на газ в США 3 долл. за млн БТЕ: 3*1,15 + 1 = 4,45. Для АТР: 3*1,15+3 = 6,45.
Можно добавить к этим цифрам расходы на регазификацию СПГ (перевод в газообразное состояние). Это менее 0,5 долл. за млн БТЕ. Дело в том, что при оперировании спотовыми ценами на газ, остаются некоторые разночтения. В ЕС - это биржевые цены на хабах (т.е. трубный газ), а в Азии - непосредственно СПГ.
Если же цены на газ в США не дотянут с нынешних 2,2 долл. до 3 долл., а окажутся где-то в промежутке, то в качестве нижней границы цены для ЕС мы получим примерно 4 долл. за млн БТЕ. Именно эта цифра рассматривается некоторыми наблюдателями как нижняя граница цены. Отметим, что эта величина близка к своеобразному историческому минимуму в новейшей истории СПГ: в 2009 году Катар активно демпинговал на европейском рынке и поставлял свободный от контрактных объемов СПГ по ценам чуть ниже 4 долл. за млн БТЕ.
Но если прибавить к полученным цифрам уже оплаченные расходы на сжижение (они находятся в диапазоне 2,25-3,5 долл. за млн БТЕ), то себестоимость американского СПГ действительно вырастет до отметок, по которым при продать газ удастся еще нескоро.
Любопытно, что BG Group, основной покупатель американского СПГ с готовящейся сейчас к запуску линии, сможет продать свой СПГ в Европе без убытков даже с учетом всех расходов: 2,2*1,15 (газ) + 2,25 (сжижение) +1 (транспорт) + 0,5 (регазификация) = 6,3 - в пределах нынешних цен на европейских хабах. Для этого совпало три условия: дешевая транспортировка до Европы, минимальные расходы на сжижение (такой тариф есть только у BG, т.к. они были первыми) и нынешние низкие цены на газ в США.
Подытоживая. В формуле себестоимости три компоненты (плюс расходы на регазификацию). Один из них, цена сырья (газа в США) может изменяться в широких пределах. Расходы на сжижение в некотором смысле можно не учитывать по причинам указанным выше. Транспортировка зависит от географии поставок, размер расходов здесь может быть снижен за счет своповых (обменных) операций с другими производителями. Поэтому простых ответов по цене и убыточности/прибыльности американского СПГ уже не существует. Зато обилие нюансов позволяет представителям самых различных точек зрения найти удобное цифру для обоснования своей позиции.
Ссылки в статье
http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-09-30/india-s-biggest-lng-buyer-breaks-contract-to-gain-from-low-spot
http://www.vz.ru/economy/2015/11/18/778799.html
http://www.rystadenergy.com/AboutUs/NewsCenter/PressReleases/us-gas-prices-must-reflect-the-cost-of-production-
http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/london/us-gas-price-needs-rise-to-4-5mmbtu-to-secure-21349530
http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-09-21/asian-lng-prices-expected-to-sink-as-low-as-4-in-ugly-market
01 декабря 2015 В.Ненахов. Письмо в адрес Михаила Хазина.
Уважаемый Михаил Леонидович!
Размещенная вами статья А.Собко «Двойная бухгалтерия. Почему США будут производить «убыточный» сжиженный газ». Вызвала желание уточнить некоторые, по моему мнению, ошибочные заключения автора.
Начну с того, что г-н Собко - журналист, и не имеет специального нефтегазового образования, но пишет в основном статьи на тематику этой отрасли. Он занимается тем, что переводит в основном американские неспециализированные издания и статистику. В принципе это не плохо, если бы он при этом не делал слишком поспешных выводов и заключений, которые на самом деле проводят линию определенную Госдепом США. Фактически он считает себя умнее и «прозорливее» профессионалов, в прочем для части российских журналистов это стало характерно. В частности он написал ряд статей по сланцевому газу и сланцевой нефти, где выступил апологетом «сланцевой революции» совершившей переворот в энергетике, и которую профессионалы якобы «проспали». Замечу, что роль сланцевого газа в мировой энергетике оказалась незначительной, это скорее определенное «счастливое» стечение обстоятельства в США и это локальный фактор, что я и высказал в беседе с вами на РБК.
Поэтому он факты, которые не вписываются в его представления опускает или делает вид, что о них не знает. Конкретно.
В http://www.pro-gas.ru/persp/news_gas/6158.htm отмечается снижение добычи сланцевого газа в США. У меня нет данных за октябрь и ноябрь. Но раз не пишут, «не трубят в фанфары» , значит скорее всего либо стагнация, либо падение. Это очень важный симптом. При чем, это похоже не сезонное колебание или конъюнктурное, а тенденция, о которой уже я упоминал. Почему я так считаю. Достаточно резкое падение числа работающих буровых на газ, это факт, и можно даже ссылок не приводить. Видимо нужно объяснить, почему прекращение бурения скважин на сланцевые объекты неизбежно ведет к снижению добычи, на обычных месторождениях это не так. Например, скважины на месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское были пробурены в режиме «опережающего бурения» в 80-х годах, а добыча газа в 90-х была стабильна, хотя скважины практически не бурились, не было денег.
Различие в чем, обычный газовый пласт газодинамически един и газ свободно перетекает в зоны пониженного давления. А сланцевые плеи, в прочем также и другие плотные породы - песчаники и карбонаты, не обладают газодинамическим единством, все скважины разобщены и перетоков газа нет. Но не только это. Дело и в технологических режимах эксплуатации скважин. Попробую популярно объяснить, да простят меня мои коллеги за упрощения. Для того, чтобы представить как работает газовый пласт, представим обычный баллон с кислородом 150 атм. Если его открыть и выпускать кислород в атмосферу, то расход кислорода определяется перепадом давления в баллоне и атмосферы. Так как атмосферное давление постоянно, то расход определяется собственно только давлением в баллоне. Давление в баллоне с открытым вентилем изменяется по экспоненте и соответственно расход кислорода по экспоненте. Расход текущий равен расходу начальному умноженному на e-at, где a- некий параметр характеризующий способность отверстия пропускать кислород, а t - время. Но если мы будем приоткрывать вентиль, то можно по добиться на какой то период постоянного расхода. Вот то же самое «у бабочек», то есть на обычном газовом месторождении имеется и как переток газа из других участков пласта, так и возможность поддерживать постоянный дебит за счет приоткрытия проходного отверстия. На самом деле расход газа на скважине регулируется установкой и заменой металлокерамического штуцера, болванки с отверстием, все другое «сожрет» поток газа с песком.
Теперь ситуация на сланцевых скважинах. Просто вертикальная скважина даст приток 3-5 тыс.м3/сут. Что не достаточно для рентабельной добычи. Тогда решили бурить протяженные горизонтальные стволы, ранее такая технология была уже известна для других целей. При этом дебит возрастает пропорционально увеличению площади притока. Это может быть уже десятки м3/сут. Но качественный результат получается когда в горизонтальных скважинах проводят гидроразрыв, и даже несколько их. В этом случае дебиты могут достигать уже сотен м3/сут, что вполне рентабельно. А вот теперь но! Давление в зоне дренирования скважины быстро снижается - по экспоненте. А вот в отличие от обычных скважин регулировать дебит возможности нет! Дело в том, что при гидроразрыве с целью сохранения трещин в них закачивают крепящий агент или проппант , на небольших глубинах, основные объекты в США - это обычный сеянный кварцевый песок. На больших глубинах уже необходимы более прочные проппанты - армированный песок, алюмосиликаты и т.д. - дорогие вещества. Польша, Украина там глубины залегания плотных газонасыщенных пород свыше 4,5 км. И бурить дороже и стоимость реагентов растет нелинейно. Так вот если снизить давление в скважине ниже некоторого технологического порога горные пласты своим весом раздавят проппант и трещины сомкнутся. Всё приехали, скважину закрывай, повторные гидроразрывы эффекта не дают, по крайней мере экономически обоснованного. Поэтому дебиты на сланцевых скважинах быстро падают с начально высоких до нерентабельных по все той же экспоненте и ничего не сделаешь. Добыча газа на сланцевых месторождениях, возможна только при непрерывном бурении, аналогична езде на велосипеде, необходимо все время крутить педали - иначе упадешь. Как только были получены сведения о сокращении бурения на сланцевый газ, стало ясно, что резерв в виде неподключенных скважин и выход на самые лучшие объекты, будет неизбежно исчерпан, и начнется сокращение добычи. И вроде оно началось. Ожидалось, что пик добычи газа из плотных придется на 2020 год, но похоже падение цен на нефть прежде всего ускорило этот процесс. Если это так - то о каком экспорте СПГ из США можно говорить. Своим газа хватать не будет. Понятно, что Собко об этом прогнозе не пишет и в упор не видит данных о снижении добычи газа в США. А это тенденция однако.
Теперь по строительству терминалов по отгрузке СПГ в США. Все эти проекты практически заморожены. http://www.pro-gas.ru/gas/news_gas/6257.htm . Самый крупный, который реализовывала BG Group официально остановлен. Остальные компании, включая Экксон, делают вид, что продолжают работать, но реально все заморожено. Не выгод возить газ в Европу, они и расчеты сами приводят. Откуда Собко взял увеличение стоимости газа при сжижении на 15% - загадка. При сжижении сжигается в компрессорах 25% исходного газа, и ещё и компрессора обслуживать нужно.
В целом. Если в США наметилась тенденция снижении добычи - неизбежно произойдет увеличение его стоимости. Это практически параллельные процессы. Стоимость газа начнет расти, а экспорт только усугубит ситуацию, вследствие уходя газа с рынка в США. И куда лезть - в Европу, так Россия может и понизить цену газа. Тогда только силой можно заставить его покупать.
Последнее замечание. На Горгоне в Австралии уже несколько раз откладывали пуск завода и промысла, хотя вколотили около 50 млрд.$, деньги нужно возвращать! Если бы не позиция Китая купившего газ по $500 за тыс.м3, этот проект вообще был бы похоронен.
Мнение iv_g о статьях
i/ Выводы А.Собко являются аргументированными, в том числе численно , но несут элементы неопределенности, связанные с тем, что дается прогноз
ii/ Выводы В.Ненахова:
ii.i/ Уже в самом начале личные выпады против оппонента:
журналист, и не имеет специального нефтегазового образования, но пишет в основном статьи на тематику этой отрасли. Он занимается тем, что переводит в основном американские неспециализированные издания и статистику. В принципе это не плохо, если бы он при этом не делал слишком поспешных выводов и заключений, которые на самом деле проводят линию определенную Госдепом США. Фактически он считает себя умнее и «прозорливее» профессионалов, в прочем для части российских журналистов это стало характерно. В частности он написал ряд статей по сланцевому газу и сланцевой нефти, где выступил апологетом «сланцевой революции» совершившей переворот в энергетике, и которую профессионалы якобы «проспали». Замечу, что роль сланцевого газа в мировой энергетике оказалась незначительной, это скорее определенное «счастливое» стечение обстоятельства в США и это локальный фактор, что я и высказал в беседе с вами на РБК
ii.ii/ Аргументы по существу касаются двух сторон нефтегазодобычи: лучшего качества традиционных коллекторов и больших затрат на технологии при разработке нетрадиционных.
Численных расчетов или опровержений не приводится.
Мнение iv_g о проблеме
i/ Мнение В.Ненахова о том, что компетентные выводы могут делать только специалисты с нефтегазовым образованием относится только только к эпохе до появления интернета, когда получение специальной информации было ограничено.
ii/ Качество роcсийских прогнозов у специалистов с нефтегазовым образованием по нефти и газу не блещет, поэтому нужны новые мнения людей, вникших в проблему.
ii.i/Большинство российских прогнозов добычи газа может объяснено простой картинкой: прогнозы делались де-факто путем линейной экстраполяции добычи газ 2000-2007 годов с разными поправочными коэффициентами.
Консервативной оценкой было бы ожидание колебаний добычи около уровней чуть выше максимума 1990 г., например, около 600 млрд. м3.
В 2015 представляется реалистичной оценка 664.7 млрд. м3 к 2035 (578.7 - 2014), в отличие от оценок, сделанных "специалистами с нефтегазовым образованием": к 2035 году планируем добыть 885 миллиардов кубических метров, которые под собой имеют многочисленные неявные и труднореализуемые допущения, в первую очередь о привлечении дешевого финансирования.
iii/ Процесс нефтегазодобычи определяется тремя факторами: Геология, Технологии, Экономика (Финансы)
http://iv-g.livejournal.com/941623.html
У российских газодобытчиков хорошая геология, средние технологии и плохая экономика (финансы).
Экономика не в смысле себестоимости, а в смысле возможности самостоятельно финансировать свое развитие. Отсюда поиски иностранцев, готовых разделить риски, или помощи государства: Штокман, бесконечная история с продажей газа в Китай.
У американских газодобытчиков плохая геология (неструктурные залежи), отличные технологии и экономика (финансы). Экономика не в смысле себестоимости, а в смысле возможности привлекать финансирование.
iv/ Наибольшее непонимание в РФ вызывает влияние доступности финансирования на американские нефтегазовые проекты. Ставка ФРС в 0.25% и огромный банковский кэш позволяет творить чудеса в США, как впрочем и в РФ (хотя и несколько на другой основе). Во всех отраслях, не только в нефтегазе, мало больших прибыльных проектов с гарантированным сбытом, поэтому так или иначе деньги пойдут в американский нефтегаз. Без банкротств мелких компаний дело не обойдется, но отрасль выживет.
v/ Добавим сюда четвертый фактор газодобычи: политические риски.
Качание европейских весов между российским трубопроводным и американским сжиженным газом может завершиться после учета геополитических рисков, резко возросших для России, начиная с 2014, в связи с непредсказуемостью действий ее руководства:
v.i/ Покупка газа у страны, конфликтующей с крупнейшим транзитером своем газа, является не лучшей инвест-идеей.
v.ii/ Покупка газа у стран, газовая инфраструктура которых маловероятно будет жертвами террористов (США и Катар) выглядит более надежно, чем у стран-потенциальных жертв: 2012, 2015
vi/ Предупреждая слова, аналогичные адресованным А.Собко о "слишком поспешных выводов и заключений, которые на самом деле проводят линию определенную Госдепом США. Фактически он считает себя умнее и «прозорливее» профессионалов"
Могу сказать
vi.i/ профессионалы уже много чего напрогнозировали, поэтому пришел этап критического осмысления.
vi.ii/ навешивание ярлыков не способствует самокритичному взгляду.
vi.iii/ газовая отрасль менее глобализирована, чем нефтяная, поэтому в ней намного вероятнее процессы, невероятные на других более равновесных рынках, т.е. экономика(финансы) и политика играют намного большую роль.
vi.iv/ в условиях обострения мирового кризиса в четверке геология-технология-экономика(финансы)-политика, все большую роль будут играть факторы, стоящие ближе к концу. Геология уникальных сверхгигантских месторождений России в этом ряду занимает последнее место.
vi.v/ российские дипломированные носители специального нефтегазового образования не имею опыта учета в планировании добычи долговременных циклических колебаний длиной от 15 лет и более и де-факто вся надежда на старые и новые сырьевые суперциклы: китайский и индийский. Что делать при срыве ожиданий и мировом сырьевом перепроизводстве, об этом предпочитают не думать.
- - - -
21 Декабрь 2015 Дискуссия о сланцевом газ и сжиженном газе: дополнение http://iv-g.livejournal.com/1261550.html
Про приближающийся избыток СПГ на мировом рынке не говорит уже только ленивый. Причины известны: замедление мировой (читай - азиатской, а скорее, китайской) экономики. В этом году азиатский спрос на СПГ даже снижается, а ведь еще недавно Китай показывал двузначные темпы годового прироста. Сейчас же динамика за три прошедших квартала выглядит вот так:
Вероятно, рост спроса на газ в АТР восстановится, но совсем не с теми темпами, под которые планировались строящиеся заводы по производству СПГ.
Напомним, в ближайшие пять лет на рынок выйдут около 160 млрд кубометров (в пересчете на газообразное топливо) СПГ, что составляет 40% от текущих объемов мировой торговли. Основные объемы придут из Австралии (сейчас заводы там запускаются буквально один за другим) и США, которые подключатся чуть позже (первые отгрузки - в начале следующего года). Австралийский СПГ по понятным причинам предназначается преимущественно для Азии.
А вот с американским СПГ не все так просто, хотя еще совсем недавно считалось, что основная его часть также пойдет в Азию. Но в условиях слабого нового спроса потребности АТР в СПГ будут закрыты австралийскими поставками плюс частью американского СПГ. В результате, часть газа из США в Азии окажется не востребованной, и с большой вероятностью она попадет в Европу.
Такому перенаправлению поставок способствуют два фактора.
От нефтяной привязки - к споту
Во-первых, цены на газ в Азии и Европе практически сравнялись
хотя еще недавно картинка была совсем другая.
Во-вторых, на этом фоне стоимость доставки СПГ из США в Европу оказывается в три раза дешевле по сравнению с доставкой в юго-восточную Азию. Соответственно, при прочих равных, чтобы СПГ пошел в Азию, цены там должны быть выше, чем в Европе на стоимость доставки, т.е. примерно на 2 долл. за млн БТЕ. (Здесь и далее: для перевода из долл. за млн БТЕ в долл. за тысячи кубометров необходимо умножить на 36).
Но, как известно, приведенные выше картинки - отчасти коварные. На них представлены цены спотового рынка. И если цена «спотового» газа в ЕС в ней примерно соответствует и цене по долгосрочному контракту, то в АТР долгосрочный контракт со стандартной нефтяной привязкой оказывается несколько дороже. Поэтому до недавнего времени к этим сравнениям нужно было относиться с осторожностью.
Сейчас же эта картинка уже значительно более полезна для понимания реальности в контексте будущих поставок СПГ.
Причины следующие. Во-первых, сейчас азиатские импортеры пытаются отказаться от закупок по долгосрочному контракту в пользу спотовых поставок. Выбирают контрактные объемы по минимуму. В некоторых случаях оказывается выгодней даже заплатить штраф за невыборку, но купить СПГ на спотовом рынке.
Вторая причина связана с особенностями новых поставок СПГ из США. Стоимость СПГ отвязана от нефтяного ценообразования в пользу внутриамериканских цен на газ. При этом, менять собственника СПГ будет уже на американском берегу (а не при доставке на конечные рынки, как было раньше). Среди покупателей две основные категории: во-первых, газовые трейдеры, которые покупают газ в свой «портфель». А также сами азиатские импортеры газа, закупающие СПГ для собственных нужд - это корейская KOGAS, индийская GAIL, японские энергетические компании.
Впрочем, даже в этом разделении уже появились условности. Азиатские импортеры также готовы перепродавать лишний американский СПГ, т.е. по факту становятся трейдерами.
Так или иначе, намечающееся разнообразие типов покупателей и ценовых привязок играет в пользу того, что ориентация на спотовые цены в ближайшем будущем окажется намного актуальней, чем еще в недавнем прошлом. Тем не менее отметим, что новые австралийские объемы будут продаваться преимущественно с нефтяной ценовой привязкой.
Особенности американского сжижения
Распространено мнение, что американский СПГ при нынешних ценах оказывается убыточен.
Действительно, так оно и есть. Но в текущем моменте убытками в нефтегазовом секторе никого не удивишь. Убыточна добыча трудноизвлекаемой нефти, части сланцевой нефти, те же австралийские производства СПГ, ит.д. ит.п.
Поэтому решение продолжать или не продолжать добычу (производство) энергоресурса принимают из совсем других соображений: оказывается ли выгодной продажа с учетом только операционных (текущих) затрат, без учета капитальных вложений (ведь они уже в любом случае сделаны).
В случае американского СПГ этот подход верен вдвойне: покупатели газа с многих производств оплачивают (точнее, уже оплатили) достаточно дорогостоящую процедуру сжижения на условиях «сжижай-или-плати». В свою очередь, владельцу завода (например, Cheniere Energy) в общем-то, все равно, будет сжижаться газ или нет - свои деньги он и так получит.
Соответственно, когда мы хотим понять, будет ли производиться американский СПГ, нам нужно ориентироваться в первую очередь на цену газа в США (точнее, на цену с коэффициентом 1,15 - дополнительные 15% составляют операционные расходы по сжижению).
К ним нужно добавить расходы на доставку - приблизительно 1 долл. за млн БТЕ для доставки в ЕС и 3 долл. для доставки в юго-восточную Азию.
Когда расширение Панамского канала завершится, газовозы пойдут в АТР через Тихий Океан. А стоимость доставки в Азию снизится до 2 долл. за млн БТЕ.
Сейчас цены на газ в США рекордно низкие - 2,2 долл. за млн БТЕ. Они не покрывают расходы на добычу. По оценкам консалтинговой компании Rystad Energy, стоимость газа в США должна вырасти хотя бы до 3 долл. за млн БТЕ (лучше немного побольше).
Другая, не менее уважаемая организация - Международный газовый союз - считает, что для устойчивого развития отрасли необходима внутренняя цена в диапазоне 4-5 долл. за млн БТЕ.
Что же получается в сумме: цена газа в США (и операционные затраты на сжижение) плюс транспортировка. До Европы, при цене на газ в США 3 долл. за млн БТЕ: 3*1,15 + 1 = 4,45. Для АТР: 3*1,15+3 = 6,45.
Можно добавить к этим цифрам расходы на регазификацию СПГ (перевод в газообразное состояние). Это менее 0,5 долл. за млн БТЕ. Дело в том, что при оперировании спотовыми ценами на газ, остаются некоторые разночтения. В ЕС - это биржевые цены на хабах (т.е. трубный газ), а в Азии - непосредственно СПГ.
Если же цены на газ в США не дотянут с нынешних 2,2 долл. до 3 долл., а окажутся где-то в промежутке, то в качестве нижней границы цены для ЕС мы получим примерно 4 долл. за млн БТЕ. Именно эта цифра рассматривается некоторыми наблюдателями как нижняя граница цены. Отметим, что эта величина близка к своеобразному историческому минимуму в новейшей истории СПГ: в 2009 году Катар активно демпинговал на европейском рынке и поставлял свободный от контрактных объемов СПГ по ценам чуть ниже 4 долл. за млн БТЕ.
Но если прибавить к полученным цифрам уже оплаченные расходы на сжижение (они находятся в диапазоне 2,25-3,5 долл. за млн БТЕ), то себестоимость американского СПГ действительно вырастет до отметок, по которым при продать газ удастся еще нескоро.
Любопытно, что BG Group, основной покупатель американского СПГ с готовящейся сейчас к запуску линии, сможет продать свой СПГ в Европе без убытков даже с учетом всех расходов: 2,2*1,15 (газ) + 2,25 (сжижение) +1 (транспорт) + 0,5 (регазификация) = 6,3 - в пределах нынешних цен на европейских хабах. Для этого совпало три условия: дешевая транспортировка до Европы, минимальные расходы на сжижение (такой тариф есть только у BG, т.к. они были первыми) и нынешние низкие цены на газ в США.
Подытоживая. В формуле себестоимости три компоненты (плюс расходы на регазификацию). Один из них, цена сырья (газа в США) может изменяться в широких пределах. Расходы на сжижение в некотором смысле можно не учитывать по причинам указанным выше. Транспортировка зависит от географии поставок, размер расходов здесь может быть снижен за счет своповых (обменных) операций с другими производителями. Поэтому простых ответов по цене и убыточности/прибыльности американского СПГ уже не существует. Зато обилие нюансов позволяет представителям самых различных точек зрения найти удобное цифру для обоснования своей позиции.
Ссылки в статье
http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-09-30/india-s-biggest-lng-buyer-breaks-contract-to-gain-from-low-spot
http://www.vz.ru/economy/2015/11/18/778799.html
http://www.rystadenergy.com/AboutUs/NewsCenter/PressReleases/us-gas-prices-must-reflect-the-cost-of-production-
http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/london/us-gas-price-needs-rise-to-4-5mmbtu-to-secure-21349530
http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-09-21/asian-lng-prices-expected-to-sink-as-low-as-4-in-ugly-market
01 декабря 2015 В.Ненахов. Письмо в адрес Михаила Хазина.
Уважаемый Михаил Леонидович!
Размещенная вами статья А.Собко «Двойная бухгалтерия. Почему США будут производить «убыточный» сжиженный газ». Вызвала желание уточнить некоторые, по моему мнению, ошибочные заключения автора.
Начну с того, что г-н Собко - журналист, и не имеет специального нефтегазового образования, но пишет в основном статьи на тематику этой отрасли. Он занимается тем, что переводит в основном американские неспециализированные издания и статистику. В принципе это не плохо, если бы он при этом не делал слишком поспешных выводов и заключений, которые на самом деле проводят линию определенную Госдепом США. Фактически он считает себя умнее и «прозорливее» профессионалов, в прочем для части российских журналистов это стало характерно. В частности он написал ряд статей по сланцевому газу и сланцевой нефти, где выступил апологетом «сланцевой революции» совершившей переворот в энергетике, и которую профессионалы якобы «проспали». Замечу, что роль сланцевого газа в мировой энергетике оказалась незначительной, это скорее определенное «счастливое» стечение обстоятельства в США и это локальный фактор, что я и высказал в беседе с вами на РБК.
Поэтому он факты, которые не вписываются в его представления опускает или делает вид, что о них не знает. Конкретно.
В http://www.pro-gas.ru/persp/news_gas/6158.htm отмечается снижение добычи сланцевого газа в США. У меня нет данных за октябрь и ноябрь. Но раз не пишут, «не трубят в фанфары» , значит скорее всего либо стагнация, либо падение. Это очень важный симптом. При чем, это похоже не сезонное колебание или конъюнктурное, а тенденция, о которой уже я упоминал. Почему я так считаю. Достаточно резкое падение числа работающих буровых на газ, это факт, и можно даже ссылок не приводить. Видимо нужно объяснить, почему прекращение бурения скважин на сланцевые объекты неизбежно ведет к снижению добычи, на обычных месторождениях это не так. Например, скважины на месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское были пробурены в режиме «опережающего бурения» в 80-х годах, а добыча газа в 90-х была стабильна, хотя скважины практически не бурились, не было денег.
Различие в чем, обычный газовый пласт газодинамически един и газ свободно перетекает в зоны пониженного давления. А сланцевые плеи, в прочем также и другие плотные породы - песчаники и карбонаты, не обладают газодинамическим единством, все скважины разобщены и перетоков газа нет. Но не только это. Дело и в технологических режимах эксплуатации скважин. Попробую популярно объяснить, да простят меня мои коллеги за упрощения. Для того, чтобы представить как работает газовый пласт, представим обычный баллон с кислородом 150 атм. Если его открыть и выпускать кислород в атмосферу, то расход кислорода определяется перепадом давления в баллоне и атмосферы. Так как атмосферное давление постоянно, то расход определяется собственно только давлением в баллоне. Давление в баллоне с открытым вентилем изменяется по экспоненте и соответственно расход кислорода по экспоненте. Расход текущий равен расходу начальному умноженному на e-at, где a- некий параметр характеризующий способность отверстия пропускать кислород, а t - время. Но если мы будем приоткрывать вентиль, то можно по добиться на какой то период постоянного расхода. Вот то же самое «у бабочек», то есть на обычном газовом месторождении имеется и как переток газа из других участков пласта, так и возможность поддерживать постоянный дебит за счет приоткрытия проходного отверстия. На самом деле расход газа на скважине регулируется установкой и заменой металлокерамического штуцера, болванки с отверстием, все другое «сожрет» поток газа с песком.
Теперь ситуация на сланцевых скважинах. Просто вертикальная скважина даст приток 3-5 тыс.м3/сут. Что не достаточно для рентабельной добычи. Тогда решили бурить протяженные горизонтальные стволы, ранее такая технология была уже известна для других целей. При этом дебит возрастает пропорционально увеличению площади притока. Это может быть уже десятки м3/сут. Но качественный результат получается когда в горизонтальных скважинах проводят гидроразрыв, и даже несколько их. В этом случае дебиты могут достигать уже сотен м3/сут, что вполне рентабельно. А вот теперь но! Давление в зоне дренирования скважины быстро снижается - по экспоненте. А вот в отличие от обычных скважин регулировать дебит возможности нет! Дело в том, что при гидроразрыве с целью сохранения трещин в них закачивают крепящий агент или проппант , на небольших глубинах, основные объекты в США - это обычный сеянный кварцевый песок. На больших глубинах уже необходимы более прочные проппанты - армированный песок, алюмосиликаты и т.д. - дорогие вещества. Польша, Украина там глубины залегания плотных газонасыщенных пород свыше 4,5 км. И бурить дороже и стоимость реагентов растет нелинейно. Так вот если снизить давление в скважине ниже некоторого технологического порога горные пласты своим весом раздавят проппант и трещины сомкнутся. Всё приехали, скважину закрывай, повторные гидроразрывы эффекта не дают, по крайней мере экономически обоснованного. Поэтому дебиты на сланцевых скважинах быстро падают с начально высоких до нерентабельных по все той же экспоненте и ничего не сделаешь. Добыча газа на сланцевых месторождениях, возможна только при непрерывном бурении, аналогична езде на велосипеде, необходимо все время крутить педали - иначе упадешь. Как только были получены сведения о сокращении бурения на сланцевый газ, стало ясно, что резерв в виде неподключенных скважин и выход на самые лучшие объекты, будет неизбежно исчерпан, и начнется сокращение добычи. И вроде оно началось. Ожидалось, что пик добычи газа из плотных придется на 2020 год, но похоже падение цен на нефть прежде всего ускорило этот процесс. Если это так - то о каком экспорте СПГ из США можно говорить. Своим газа хватать не будет. Понятно, что Собко об этом прогнозе не пишет и в упор не видит данных о снижении добычи газа в США. А это тенденция однако.
Теперь по строительству терминалов по отгрузке СПГ в США. Все эти проекты практически заморожены. http://www.pro-gas.ru/gas/news_gas/6257.htm . Самый крупный, который реализовывала BG Group официально остановлен. Остальные компании, включая Экксон, делают вид, что продолжают работать, но реально все заморожено. Не выгод возить газ в Европу, они и расчеты сами приводят. Откуда Собко взял увеличение стоимости газа при сжижении на 15% - загадка. При сжижении сжигается в компрессорах 25% исходного газа, и ещё и компрессора обслуживать нужно.
В целом. Если в США наметилась тенденция снижении добычи - неизбежно произойдет увеличение его стоимости. Это практически параллельные процессы. Стоимость газа начнет расти, а экспорт только усугубит ситуацию, вследствие уходя газа с рынка в США. И куда лезть - в Европу, так Россия может и понизить цену газа. Тогда только силой можно заставить его покупать.
Последнее замечание. На Горгоне в Австралии уже несколько раз откладывали пуск завода и промысла, хотя вколотили около 50 млрд.$, деньги нужно возвращать! Если бы не позиция Китая купившего газ по $500 за тыс.м3, этот проект вообще был бы похоронен.
Мнение iv_g о статьях
i/ Выводы А.Собко являются аргументированными, в том числе численно , но несут элементы неопределенности, связанные с тем, что дается прогноз
ii/ Выводы В.Ненахова:
ii.i/ Уже в самом начале личные выпады против оппонента:
журналист, и не имеет специального нефтегазового образования, но пишет в основном статьи на тематику этой отрасли. Он занимается тем, что переводит в основном американские неспециализированные издания и статистику. В принципе это не плохо, если бы он при этом не делал слишком поспешных выводов и заключений, которые на самом деле проводят линию определенную Госдепом США. Фактически он считает себя умнее и «прозорливее» профессионалов, в прочем для части российских журналистов это стало характерно. В частности он написал ряд статей по сланцевому газу и сланцевой нефти, где выступил апологетом «сланцевой революции» совершившей переворот в энергетике, и которую профессионалы якобы «проспали». Замечу, что роль сланцевого газа в мировой энергетике оказалась незначительной, это скорее определенное «счастливое» стечение обстоятельства в США и это локальный фактор, что я и высказал в беседе с вами на РБК
ii.ii/ Аргументы по существу касаются двух сторон нефтегазодобычи: лучшего качества традиционных коллекторов и больших затрат на технологии при разработке нетрадиционных.
Численных расчетов или опровержений не приводится.
Мнение iv_g о проблеме
i/ Мнение В.Ненахова о том, что компетентные выводы могут делать только специалисты с нефтегазовым образованием относится только только к эпохе до появления интернета, когда получение специальной информации было ограничено.
ii/ Качество роcсийских прогнозов у специалистов с нефтегазовым образованием по нефти и газу не блещет, поэтому нужны новые мнения людей, вникших в проблему.
ii.i/Большинство российских прогнозов добычи газа может объяснено простой картинкой: прогнозы делались де-факто путем линейной экстраполяции добычи газ 2000-2007 годов с разными поправочными коэффициентами.
Консервативной оценкой было бы ожидание колебаний добычи около уровней чуть выше максимума 1990 г., например, около 600 млрд. м3.
В 2015 представляется реалистичной оценка 664.7 млрд. м3 к 2035 (578.7 - 2014), в отличие от оценок, сделанных "специалистами с нефтегазовым образованием": к 2035 году планируем добыть 885 миллиардов кубических метров, которые под собой имеют многочисленные неявные и труднореализуемые допущения, в первую очередь о привлечении дешевого финансирования.
iii/ Процесс нефтегазодобычи определяется тремя факторами: Геология, Технологии, Экономика (Финансы)
http://iv-g.livejournal.com/941623.html
У российских газодобытчиков хорошая геология, средние технологии и плохая экономика (финансы).
Экономика не в смысле себестоимости, а в смысле возможности самостоятельно финансировать свое развитие. Отсюда поиски иностранцев, готовых разделить риски, или помощи государства: Штокман, бесконечная история с продажей газа в Китай.
У американских газодобытчиков плохая геология (неструктурные залежи), отличные технологии и экономика (финансы). Экономика не в смысле себестоимости, а в смысле возможности привлекать финансирование.
iv/ Наибольшее непонимание в РФ вызывает влияние доступности финансирования на американские нефтегазовые проекты. Ставка ФРС в 0.25% и огромный банковский кэш позволяет творить чудеса в США, как впрочем и в РФ (хотя и несколько на другой основе). Во всех отраслях, не только в нефтегазе, мало больших прибыльных проектов с гарантированным сбытом, поэтому так или иначе деньги пойдут в американский нефтегаз. Без банкротств мелких компаний дело не обойдется, но отрасль выживет.
v/ Добавим сюда четвертый фактор газодобычи: политические риски.
Качание европейских весов между российским трубопроводным и американским сжиженным газом может завершиться после учета геополитических рисков, резко возросших для России, начиная с 2014, в связи с непредсказуемостью действий ее руководства:
v.i/ Покупка газа у страны, конфликтующей с крупнейшим транзитером своем газа, является не лучшей инвест-идеей.
v.ii/ Покупка газа у стран, газовая инфраструктура которых маловероятно будет жертвами террористов (США и Катар) выглядит более надежно, чем у стран-потенциальных жертв: 2012, 2015
vi/ Предупреждая слова, аналогичные адресованным А.Собко о "слишком поспешных выводов и заключений, которые на самом деле проводят линию определенную Госдепом США. Фактически он считает себя умнее и «прозорливее» профессионалов"
Могу сказать
vi.i/ профессионалы уже много чего напрогнозировали, поэтому пришел этап критического осмысления.
vi.ii/ навешивание ярлыков не способствует самокритичному взгляду.
vi.iii/ газовая отрасль менее глобализирована, чем нефтяная, поэтому в ней намного вероятнее процессы, невероятные на других более равновесных рынках, т.е. экономика(финансы) и политика играют намного большую роль.
vi.iv/ в условиях обострения мирового кризиса в четверке геология-технология-экономика(финансы)-политика, все большую роль будут играть факторы, стоящие ближе к концу. Геология уникальных сверхгигантских месторождений России в этом ряду занимает последнее место.
vi.v/ российские дипломированные носители специального нефтегазового образования не имею опыта учета в планировании добычи долговременных циклических колебаний длиной от 15 лет и более и де-факто вся надежда на старые и новые сырьевые суперциклы: китайский и индийский. Что делать при срыве ожиданий и мировом сырьевом перепроизводстве, об этом предпочитают не думать.
- - - -
21 Декабрь 2015 Дискуссия о сланцевом газ и сжиженном газе: дополнение http://iv-g.livejournal.com/1261550.html