Чем подкреплена экспансия катарского СПГ?

Об агрессивном наращивании Катаром своих мощностей по производству СПГ в последнее время писали многие СМИ. Издание Petroleum Economist провело некоторый анализ ситуации и пришло к выводу, что основным тормозом для амбиций Катара могут быть не ресурсы и их освоение, а сдержанный аппетит покупателей.

История этой экспансии начинается в апреле 2017 года, когда Катар отменил 12-летний мораторий на дальнейшую разработку обширного морского месторождения Северное (North Field), граничащего с месторождением Южный Парс, и начал активно наращивать производство СПГ.

Напомним, что мораторий был введен в 2005 году в связи с международными санкциями в отношении Ирана, который разрабатывает соседнее месторождение Южный Парс. Эти месторождения часто упоминают вместе, но они являются самостоятельными разновозрастными залежами. Запасы Северного нефтегазового месторождения оцениваются в 13,8 триллионов кубометров газа и 4,3 млрд тонн нефти.

При желании Катар мог бы организовать почти бесконечное расширение существующих мощностей своих СПГ заводов, которые на данный момент состоят из 14 технологических линий и имеют производительность 77 млн.тонн СПГ в год.

В 2017 году, возобновляя разработку восточной части Серверного месторождения (North Field East – NFE), государственная компания Qatar Petroleum нацелилась увеличить установленную мощность производства СПГ до 100 млн.тонн в год, а год спустя увеличила свою цель до 110 миллионов. Затем, как будто восточной части Северного месторождения было недостаточно, речь зашла о расширении производственных мощностей Катара до 126 млн.тонн СПГ в год за счет освоения южной части Северного месторождения (North Field South – NFS).

И хотя цифра 126 основана на оптимистичном сценарии среднесрочного развития экспортных мощностей страны, послание остается тем же: Катар в своем стремлении сохранить контроль над глобальными рынками СПГ безразличен к конкуренции по затратам.

При самых низких производственных затратах в мире, чему способствует обилие конденсата в газе Северного месторождении, при географически выгодном месте и при отличном финансовом балансе, реальный вопрос заключается не в способности Катара построить эти производственные мощности, а в том, куда пристроить произведенную продукцию.

Недавние контракты с американской компанией Air Products, подразумевают строительство на ресурсной базе NFE четырех огромных линий мощностью 7,8 млн.тонн в год каждая. Контракты на проектирование, закупки и строительство (EPC) должны быть заключены к концу 2020 года. Несмотря на задержку в 1 год, обусловленную пандемией Covid-19, подготовка площадки и разработка дополнительных объемов добычи газа уже ведутся. Qatar Petroleum нацелена на запуск четырех линий в 2025 году.

Однако, аналитики из S&P Global Platts Analytics, на которых ссылается Petroleum Economist считают, что вся эта активность – лишь имитация роста, и она не сравнится с тем крупным расширением катарских СПГ мощностей, которое имело место в 2009-2010 годах. По их мнению, четыре новые технологические линии проекта освоения восточного сектора Северного месторождения (NFE) не будут сданы в эксплуатацию до 2027 года. И хотя Qatar Petroleum подчеркивает свои обязательства по строительству дополнительных шести, а не четырех линий, фактическая активность по поиску EPС (генподрядчика) для двух линий (еще 16 млн.тонн/год), относящихся к проекту южного сектора пока не просматривается. Аналитики считают эту дальнейшую фазу расширения вероятной, но не в рамках текущей среднесрочной перспективы.

Реальный прогресс возможен не ранее 2028 года, когда глобальный баланс спроса и предложения СПГ станет благоприятным для постепенного наращивания мощностей, считают в S&P Global Platts.

Но даже при консервативном сценарии развития проектов расширения СПГ заводов, перед Qatar Petroleum по-прежнему стоит задача сбыта этого значительного дополнительного объема. В отличие от предыдущих проектов расширения, в этот раз у Катара нет новых долгосрочных контрактов на поставку СПГ. Аналогичная ситуация – в проекте Golden Pass LNG, совместного предприятия с ExxonMobil в США.

Вообще, такой подход не уникален. Тенденция была заложена компанией Shell LNG Canada в 2018 году и совсем недавно продолжена в Сенегале / Мавритании, где все 2,5 млн.тонн сжиженного газа в год производимого на Greater Tortue LNG предназначены для торгового портфеля BP.

Однако, перед Катаром стоит поистине грандиозная задача: у Qatar Petroleum следующие шесть лет будет более чем 50 млн.тонн в год не законтрактованного объема: 31,2 млн.тонн в год новых не законтрактованных мощностей (не считая 11 миллионов тонн в год доли участия в Golden Pass) и 23 млн.тонн в год истекающих контрактов, 60% из которых приходится на традиционную азиатскую клиентскую базу Катара.

В 2019 году во всем мире было подписано новых контрактов с конечными потребителями всего на 15 млн.тонн СПГ в год. Такой объем наглядно демонстрирует те проблемы, с которыми сталкивается Катар. А комфортные для Катара условия долгосрочной индексации нефти, в некотором смысле его зависимость от них, – еще больше усложняют стоящую задачу.

Новые объемы из Катара будут конкурировать с растущим рынком портфельных поставок, большая часть которых освободит рынок по спотовым индексам СПГ, таким как Henry Hub в США, TTF в Европе и JKM S&P Global Platts в Азии. В Platts Analytics полагают, что до конца десятилетия азиатский эталонный показатель не превысит 7 долларов за миллион британских тепловых единиц. И это довольно оптимистичный прогноз, принимая во внимание, что в течение 2020 года цена фьючерсов на Henry Hub колеблется, в основном, ниже цифры 3. В отличие от этого уровня, Qatar Petroleum продает газ в Северо-Восточной Азии по средней цене в 9 долларов за миллион британских тепловых единиц начиная с 2016 года. Теперь Катар должен быть готов к тому, что цена продажи будет ниже привычного уровня.

Что же предпринимают катарские газовики для того, чтобы реализовать столь внушительные объемы? Учитывая масштабы задачи, Катар придется полагаться на потенциальных партнеров по проекту до подписания соглашений или, в лучшем случае, – на контракты купли-продажи части новых объемов. Поэтому Qatar Petroleum, скорее всего, будет искать в качестве основного партнера какого-либо азиатского регионального энергетического игрока или конечного потребителя – стратегия, которая одновременно поможет углубить экономические связи с Китаем.

Кроме того, Катар хеджирует свои ставки, расширяя свой европейский «put option» (опцион на продажу) за счет бронирования 100% регазификационных мощностей на бельгийском терминале Зебрюгге (9 млрд кубометров, что соответствует ~6 млн.тонн), а также усиливая собственные торговые возможности с целью увеличения объема спотовых продаж. Но, вероятно, катарской компании, если она хочет, чтобы долгосрочные контракты обеспечивали комфортный уровень безопасности поставок, придется смириться с неизбежной необходимостью проявлять большую гибкость в сделках с покупателями, чем в предыдущих соглашениях.

Насколько эти меры дадут эффект предсказать затруднительно. Очевидно, что пандемия COVID-19, вызванный ею спад спроса на все углеводороды вкупе с развернувшейся глобальной компанией по избавлению от ископаемых видов топлива совершенно не способствуют тому оптимизму, который демонстрируется Катарскими властями. Окажется ли такая атака Катара на мировые рынки успешной или обернется унылым застоем покажет время.

По материалам статьи Самера Мосиса (Samer Mosis) в Petroleum Economist 8.09.2020г.