Светът е на прага на нова конкурентна война. В САЩ, Русия, Канада, Австралия и страните от Източна Африка вече започна експлоатация или предстои да бъдат пуснати в близките години в действие нови гигантски проекти за производство на LNG. По-голямата част от тях са ориентирани към Азия, където цените на този газ са най-високи. До 2020 г. намеренията само на производителите от САЩ, Катар, Русия и Австралия са да „извадят” на пазара допълнително около 165 млрд. куб. метра (120 млн.тона) LNG. Очакванията на експертите са, че светът буквално ще бъде „потопен” в газ, а на пренаситения световен газов пазар ще възникне жестока конкуренция. През ноември цената на LNG в Азия достигна 333$/1000 куб. метра (9.40$/MMBTU). В Китай като следствие от постепенното преминаване на домакинствата от въглища на газ, потреблението му нараства значително. По данни на Reuters, цените на LNG в Азия могат да се увеличат още тази зима до 390$/1000 куб. метра (11$/MMBTU). Към днешна дата цялото производство на Катар вече е договорено до април 2018 г. и в региона има вероятност да възникне дефицит, ако настъпи по сериозно захлаждане, съобщава The Financial Times. Независимо от факта, че сега върху цените на природния газ влияят някои сезонни обстоятелства, то решаващ фактор за победа в бъдещата конкурентна битка между доставчиците на LNG  ще бъде цената. Международната консултантска агенция Timera Energy сравни минималните цени, които ще бъдат приемливи за възвращаемост на инвестициите, с малък марж за крупните проекти, по които ще се продава LNG в Азия. Според експертите Катар е извън конкуренция. През 2020 г. след като разработи находището „Север”, Доха планира да увеличи експорта на LNG със 77 млн. тона и да достигне 100 млн.тона. (138 млрд. куб. метра). Анализаторите от Timera Energy преценяват, че минималната цена на катарския LNG  за Азия ще бъде около 177 $/1000 куб. метра (5$/MMBTU). Най-скъпата компонента в него се пада на процеса по втечняване, който се оценява на 44% от себестойността му. Даже, ако тази цена се получи малко по-висока от прогнозната, катарският газ пак ще бъде най-конкурентен в сравнение с този на останалите производители в света. На второ място, както прогнозират Timera Energy, ще си съперничат проектите на САЩ и Русия. Според мнението на експертите, минималната цена на LNG в САЩ от сега действащите находища, втечняван на терминала Sabine Pass, заедно със стойността на навлото до Азия е около 259 $/1000 куб. метра (7.3$/MMBTU). При добивите от новоразработените находища, включително и с разходите за втечняване, тази цена ще нарастне до 277$/ 1000 куб. метра (7.8$/MMBTU). Timera Ennergy отбелязва, че: „Втората вълна от експорта на американски LNG (около 60 млн. тона) може да се окаже много конкурентоспособна”. Експертите са пресметнали, че руския LNG от проекта „Ямал СПГ” за Азия вероятно ще има минимална цена от 284$/ 1000 куб. метра (8$/MMBTU). Първият етап от този проект би трябвало да започне производство още до края на тази година. След завършването на целия проект се планира да бъдат експортирани 23 млрд. куб. метра (16.5 млн. тона LNG). Русия вече започна експлоатацията на другия проект „Сахалин-2”, по който ежегодно експортира 17 млрд. куб. метра природен газ (12 млн.тона LNG). Общата стойност на проекта „Ямал-СПГ” ще възлезе на 27 млрд. долара, като държавата е оказала значителна помощ с изграждането на инфраструктура в суровите арктически условия. Австралия планира да увеличи експорта си на LNG до 2020 г. до 121 млрд. куб. метра (88 млн.тона). От тях 27 млрд. куб. метра (21 млн. тона) трябва да дойдат от три нови проекта на компаниите Chevron, Shell и INPEX Corp. Но австралийският LNG се очертава да бъде много по-скъп от този на останалите производители. Консултантската агенция счита, че минималната цена на втечнения австралийски газ за Азия ще бъде на нива между 319$ и 355$ (9-10$/MMBTU). За икономиката на канадския LNG Timera Energy е на мнение, че върху неговата цена ще влияят негативно относително големите разстояния между находищата за добив и терминалите за втечняване. Също така неблагоприятно върху цената ще влияят екологичните процедури при съгласуването на строителните разрешения за изграждането на газопроводите, както и регулаторната и данъчната политики. Към всичко това се добавя и риска от липсата на достатъчно квалифициран човешки ресурс за изпълнение на проектите за производство на LNG, което допълнително ще увеличи разходите в себестойността на крайния продукт. Прогнозите на Timera Energy се базират на очаквания за промяна в модела на газовия пазар. Презумпцията е, че потребителите ще се откажат от дългосрочните договори и ще предпочетат да купуват на спотовия пазар. Действителността обаче към момента е друга. По данни на ICIS, 80% от продажбите на LNG на газовия пазар са базирани на средносрочни и дългосрочни договори, а по 60% от тях цените все още са обвързани с цените на нефта. Например руските експерти отбелязват, че и в бъдеще руските договори за LNG ще продължат да бъдат ориентирани към доставки на дългосрочна основа, още повече, че самите участници в проектите ще бъдат и потенциални купувачи на произведения LNG. По данни на НОВАТЭК (най-голямата руска частна газова компания) 95% от газа на „Ямал СПГ” вече е договорен. Например от общо 16.5 млн. тона производство, френската газова компания Total ще закупува 4 млн. тона, китайската CNPC ще получава 3 млн. тона, като и двете компании са участници в проекта. Отделно, испанската Gas Natural Fenosa ще взема по 2.5 млн. тона. Следващият проект на НОВАТЭК „Арктик СПГ-2” също е разчетен на дългосрочни договори. Проектът е планиран да влезе в експлоатация през 2023 г. Производството на LNG по този проект ще възлиза на 20 млн. тона (повече от 27 млрд. куб. метра), а прилагането на иновационни решения ще намали цената на изпълнението му до 10 млрд. долара. Руските експерти считат, че минималната себестойност на произвеждания по проекта „Ямал СПГ” LNG може да се окаже по-ниска от прогнозата на Timera Energy. Преди няколко години управителят на НОВАТЭК Леонид Михелсон каза, че очакваната себестойност ще бъде около 0.6$/MMBTU (21$/1000 куб. метра). Прогнозата на Timera Energy е за 2$/MMBTU (7$/1000 куб. метра). Освен това, според руските експерти проектът „Ямал СПГ” е получил и значителни данъчни привилегии. Например, той е освободен от ДДС и данък печалба. Въпреки, че почти цялото производство на „Ямал СПГ” е договорено, половината от тези договори са с трейдъри, които на свой ред трябва да продадат договорения газ. Ясно е, че за тези от тях, които участват в проекта, ситуацията ще бъде по-лека, тъй като ще могат да променят без санкции точките на доставка. Една част от трейдърите ще получават закупения LNG на белгийския терминал в Зеебрюге. Но за продажба в Азия е по-изгодно той да бъде транспортиран по Северния морски път, макар че периодът на навигация по този маршрут е само 6 месеца в годината. По данни на руския „Атомфлот”, навлото за доставката на LNG до китайското пристанище Янтян ще струва 64$/тон и ще трае 43 дни. Транспортът през Зеебрюге и след това през Суецкия канал ще струва 91.5$/тон и ще трае 65 дни. „Газпром” вече се сблъска с първите проблеми по реализацията на произведения в „Ямал СПГ” LNG. Търговската компания GazpromMarketing&Trading Singapore подписа 20-годишен договор с „Ямал СПГ” за покупка ежегодно по 2.5 млн. тона LNG по ценова формула. Според вестник „Коммерсант” цената по формулата сега е 280$ (7.9$/MMBTU) за доставка в Зеeбрюге. Това количество е договорено с индийската фирма GAIL, но поради това, че търсенето в Индия не расте с прогнозните темпове, индийците искат още от следващата година да преразгледат ценовата формула и да намалят обема. В същото време партньорите НОВАТЭК и Total се опитват да изградят нова схема, гарантираща реализацията на газа от „Арктик СПГ-2”. Така например в края на миналата седмица двете  компании подписаха със Simens меморандум за доставки на LNG от арктическия им проект за газовите електроцентрали, които германската компания ще строи във Виетнам. Схемата на действащия в момента в САЩ експортен терминал Sabine Pass е по-различна от всички останали. Собствениците на терминала не добиват газ, не произвеждат LNG и въобще не продават природен газ. Те продават капацитети за производство на LNG, които трейдърите наемат. Затова оценката на анализаторите е, че трейдърите са тези, които са на загуба от продажбата на американски LNG, включително и европейските трейдъри, а не собствениците на производствените инсталации. По-важно обаче в започващата нова газова война е, че Азия не може да поеме нови 165 млрд. куб. метра природен газ и конкуренцията в Азиатско-Тихоокеанския регион ще се ожесточи. Един от експертите в консултантската компания Timera Energy прави следния коментар за предстоящото развитие на ситуацията: „Безусловно Катар може да продаде целия си обем газ. Същото може да се каже за Русия и САЩ. Въпросът ще бъде само по каква цена”. Очевидни проблеми ще имат австралийските проекти поради високата си себестойност, затова част от мощностите им вероятно ще останат ненатоварени. Освен това трябва да се отчита и политиката на самите страни потребители. Например Китай е партньор в проекта „Ямал СПГ” и сега активно атакува американския газов пазар. Вероятно, стратегията на китайците е, чрез покупката на активи да контролират добива, транспортирането, втечняването и цените на природния газ. Участвайки пряко в проектите, те ще могат да премахнат обвързването на цените към спотовите инструменти, например, към цените на газа на терминала Henry Hub (САЩ). Деструктурирането на спотовите пазари ще доведе до намаление на цените на LNG, от което китайците ще имат значителна полза. Според заместник директора на руския Фонд за национална и енергийна сигурност Алексей Гривач, пазарът на газ в Азия ще бъде променен не от новите доставки на LNG, а от пускането през 2019 г. в експлоатация  на газопровода „Силата на Сибир”, по който ежегодно ще бъдат експортирани в Китай повече от 38 млрд. куб. метра природен газ, както и от развитието на проекта за нов газопровод между Сахалин и японския остров Хокайдо.

 

Източник: EADaily 

Авторски екип на EADaily 

Превод: A-specto