Отсутствие СПГ из Катара — возможность для China National Chemical Corporation, риск для азиатской электроэнергетики

Катар закрывает свою LNG-установку Ras Laffan с годовым производством 77 миллионов тонн, и мировой рынок природного газа сразу же вошел в состояние высокой напряженности. Этот инцидент не только привел к росту цен на европейский природный газ (TTF) более чем на 50 за несколько дней, но и глубоко изменил структуру глобальных цепочек поставок и спроса в энергетической и химической отраслях.

7 марта, по информации от Chasing Wind Trading Platform, на основе последних аналитических отчетов HSBC, HSBC Qianhai и Morgan Stanley, этот инцидент не только перестраивает глобальный баланс спроса и предложения LNG, но и создает внутри Азии совершенно разные судьбы отраслей:

Для азиатской электроэнергетической отрасли, сильно зависящей от LNG из Ближнего Востока, угроза нехватки физического поставки стоит очень остро; в то время как для химической промышленности Китая, чувствительной к ценам на природный газ в Европе, рост затрат у европейских конкурентов может открыть редкую структурную возможность для внутреннего рынка.

По последнему отчету глобальных исследований HSBC, катарская энергетическая компания 2 марта объявила о прекращении производства LNG на Ras Laffan и объявила форс-мажор. Мощность этого объекта составляет 77 миллионов тонн в год, что примерно 20% мирового предложения LNG. Учитывая окно перезапуска примерно в две недели и предполагаемый простой в четыре недели, рынок потеряет как минимум 8 миллионов тонн LNG, что близко к 2% годового объема поставок.

На этом фоне цены на европейский газ TTF за два торговых дня выросли примерно на 70%, а цены на азиатский JKM — примерно на 50%, установив новые трехлетние рекорды.

HSBC Qianhai Securities отмечает, что рост цен на природный газ в Европе повысил издержки местных химических предприятий, что создает структурные возможности для расширения доли рынка и повышения цен на продукцию для китайской химической промышленности (особенно в сегментах MDI, TDI, витаминов и метионина).

Кроме того, аналитики HSBC четко разделяют риски в Европе и Азии: в Европе сталкиваются с ценовой проблемой, а не с доступностью физического газа; в Азии же ситуация прямо противоположна — проблема в обеспечении физической поставки. Аналитики Morgan Stanley в Азиатско-Тихоокеанском регионе также указывают, что зависимость электроэнергетической отрасли Азии от LNG из Ближнего Востока составляет около 20%, и стабильность поставок дата-центров и электросетей находится под серьезной угрозой, что может вынудить перейти на уголь и другие альтернативные источники энергии.

Прекращение поставок LNG из Катара: «черный лебедь» на мировом рынке природного газа

Катарская энергетическая компания QatarEnergy объявила о закрытии LNG-установки Ras Laffan и форс-мажоре, что напрямую отключает около 20% мировых поставок LNG. Ras Laffan — крупнейший в мире экспортный терминал LNG, к 2025 году его экспорт достигнет 82 миллиона тонн.

HSBC отмечает, что закрытие этого объекта не связано только с блокадой Гибралтарского пролива — из-за невозможности вывоза грузов резервуары (объемом около 1 миллиона тонн, что менее пяти дней нормальной загрузки) быстро заполнились, и у QatarEnergy фактически не было выбора, кроме как остановить производство.

Это очень важно: рынок сталкивается не только с перебоями грузоперевозок из-за блокировки пролива, но и с временными затратами на перезапуск крупного сложного объекта.

Отчет HSBC указывает, что если не будет серьезных повреждений инфраструктуры, после перезапуска примерно за неделю можно восстановить 40-50% мощности, а за две недели — выйти на полную мощность; при наличии аппаратных повреждений или продолжающейся нестабильности ситуации потребуется больше времени. Reuters приводит оценки, что перезапуск занимает около двух недель, а достижение полной мощности — еще две недели.

Что касается объема потерь поставок, то по расчетам HSBC, простой на месяц приведет к потере около 6,8 миллиона тонн, на три месяца — около 20,5 миллиона тонн, а на полгода — около 41,1 миллиона тонн, что составляет 1,5%, 4,6% и 9,3% соответственно от глобального годового объема LNG 2025 года.

HSBC отмечает, что учитывая, что ранее Трамп заявил о планах войны с Ираном, предполагая, что она продлится 4-5 недель, и добавляя двухнедельное окно перезапуска, основные сценарии рынка предполагают, что объем потерь поставок уже не менее 8 миллионов тонн.

Это сообщение вызвало сильную волатильность на рынке. Цена на европейский газ TTF после объявления выросла на 50%, превысив 16 долларов за миллион британских тепловых единиц (mBtu), а за два торговых дня выросла примерно на 70%, установив трехлетний рекорд. Цены на спотовый LNG в Азии (JKM) также выросли примерно на 50%.

Важно отметить, что глобальный рынок LNG уже практически не имеет запасов для компенсации. США, крупнейший экспортер LNG, оценивается, что у них осталось около 5% резервных мощностей (около 6 миллионов тонн). Министр энергетики Норвегии заявил, что добыча в стране близка к максимуму. Австралия, крупнейший поставщик LNG в Азию, также ограничена в резервных мощностях.

Для Европы, несмотря на снижение зависимости от катарского LNG до 4% (благодаря росту импорта из США), запасы газа в настоящее время составляют всего 30%, и к концу зимы они снизятся до 26%. В летний период Европа столкнется с жесткой конкуренцией за пополнение запасов с Азией. Основная проблема — «ценовая»: необходимо платить более высокие премии, чтобы привлечь LNG из Атлантического бассейна.

Что касается Азии, то проблема — это «физическая доступность». В 2025 году 26% LNG, импортируемого Азией, поступает из Катара и ОАЭ. Страны, такие как Пакистан и Бангладеш, сильно зависят от LNG из Катара для электроснабжения и сталкиваются с высоким риском перебоев.

Возможности для китайской химической промышленности: расширение доли на фоне высоких затрат в Европе

Рост цен на природный газ в Европе из-за прекращения поставок LNG из Катара напрямую ударил по стоимости производства в европейской химической отрасли.

По анализу HSBC Qianhai Securities, витамины, метионин и полиуретаны (MDI/TDI) — наиболее чувствительные к росту цен сегменты. Европа занимает важное место в мировой производственной базе этих высокомаржинальных химикатов.

На фоне ценового давления европейских производителей, китайские химические компании получили значительные конкурентные преимущества. В условиях геополитической напряженности производители начали повышать цены, а дистрибьюторы увеличивают запасы MDI/TDI и кормовых добавок для хеджирования роста цен.

Прибыльность и структурное расширение Несмотря на то, что текущий уровень цен на газ в Европе еще не вызвал массовых остановок, механизм ценообразования, вызванный этим событием, уже сталкивается со структурной разницей спроса и предложения. Для китайских химических предприятий рост цен на продукцию напрямую означает увеличение прибыли.

Отчет показывает, что, например, при увеличении цены метионина на 5000 юаней/тонну (до 25000 юаней/тонну), прибыльность соответствующих компаний может увеличиться примерно на 29% на акцию.

В сегменте полиуретанов, при увеличении разницы цен на MDI на 1000 юаней/тонну, прибыль компаний может вырасти примерно на 15%; при росте разницы между чистым MDI и TDI на 1000 юаней/тонну — на 7% и 9% соответственно. Эта высокая рентабельность может поддержать структурное расширение предложения китайских химических компаний в этих сегментах.

Риски для электроэнергетики Азии: дефицит топлива и рост затрат

Morgan Stanley отмечает, что зависимость электроэнергетической и газовой отраслей Азии от LNG из Ближнего Востока составляет около 20%. Форс-мажорное прекращение поставок из Катара создает серьезные вызовы для дата-центров и электросетей региона.

В отчете подчеркивается, что среди азиатских стран наибольший риск по наличию спотового LNG у Индии и Таиланда.

• Около шести десятых потребности в газе Индии приходится на Гибралтарский пролив;
• В поставках газа Таиланда 11% приходится на Гибралтарский пролив, что составляет 6% чистого риска;
• В Маниле Electric (Филиппины) доля газа, зависящая от Гибралтарского пролива, достигает 50%;
• В то же время, компании коммунальных служб Малайзии и Индонезии менее подвержены рискам из-за доступности топлива.
• Япония и Южная Корея, хотя и импортируют 11% и 20% LNG из Ближнего Востока соответственно, используют его преимущественно для генерации электроэнергии, и Япония может использовать свои запасы LNG для смягчения краткосрочных ударов.

Morgan Stanley отмечает, что расширение спреда между ценой на спотовом рынке и ценой на контрактном рынке (spark spread) связано с ростом цен на уголь и заменой LNG, что особенно заметно в коммерческих электроэнергетических рынках Филиппин и Сингапура, где операционные компании получают значительную прибыль.

При высокой неопределенности поставок LNG и росте цен, для обеспечения бесперебойного электроснабжения снова становится важным использование угля как альтернативного источника.

Исследования Morgan Stanley показывают, что при стоимости LNG на уровне 15 долларов за миллиона британских тепловых единиц, затраты на газовые электростанции на комбинированной цикле значительно превышают затраты на угольные электростанции, что ускоряет переход к углю.

В Южной Азии, благодаря наличию гибких мощностей и запуску новых угольных электростанций, происходит ускорение перехода с газа на уголь. Значительное ценовое преимущество угля по сравнению с альтернативными видами топлива дополнительно стимулирует этот тренд.

HSBC также отмечает, что в краткосрочной перспективе источники дополнительного предложения ограничены, и реакция спроса станет основным механизмом балансировки рынка, в первую очередь — переключение с газовых электростанций на угольные.

Все эти важные новости предоставлены платформой Chasing Wind Trading.

Более подробные аналитические материалы, включая оперативные обзоры и первоисточники, доступны по подписке 【**Chasing Wind Trading Platform▪Годовая подписка**】

![](https://img-cdn.gateio.im/social/moments-246b5421a0-2853c3a369-8b7abd-ceda62)

Риск-менеджмент и отказ от ответственности

          

            Рынок подвержен рискам, инвестиции требуют осторожности. Настоящий материал не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией и не учитывает конкретных целей, финансового положения или потребностей пользователя. Пользователь сам несет ответственность за любые решения, основанные на информации, содержащейся в данном материале.