Очередной обзор газовых рынков.
Сначала по ценам, тут полный разнобой. В США - привычно низкая цена ($2.7/млн БТЕ) на Henry Hub, при этом, к примеру, очередной всплеск цен в регионе Бостона (до $7,5). Во время похолодания из-за дефицита газопроводов/хранения всегда так. В 2018 году в регион приходил газ с "Ямал СПГ", хотя США уже вовсю были экспортёром. Курьёз объяснялся в т.ч. запретом на внутренние перевозки на судах, выпущенных за пределами США.
В Европе цены существенно не изменились (5,7): тепло, спрос падает. Уход СПГ в Азию компенсируется не только ростом газопроводных поставок, но и отбором из ПХГ, в рез-те "навес" в хранилищах (превышение над объёмами в прошлом году на ту же дату) исчез. Позитив для долгосрочного ребаланса рынка, правда и год назад газа в ПХГ было прилично.
в Азии - погода - и шестилетние рекорды цены СПГ на споте ($12+/млн БТЕ). При этом СПГ с нефтяной ценовой привязкой раза в два дешевле. Да и, если подойти формально, дешевле уже топить ассигнациями нефтью, чем газом. Понятно, что текущие цены не устойчивы. На следующие июнь и сентбярь, Platts прогнозирует уже очень скромные $4,3 в АТР.

Новости Украины. В стране ожидается минимальный импорт газа в страну в текущий отопительный сезон, а спрос будет покрываться за счёт запасов в ПХГ. На первый взгляд выглядит сенсационно, но ничего неожиданного здесь нет. Уже несколько лет назад, после того, как Украина сильно сократила потребления газа, стала понятно, что страна с огромными полупустыми хранилищами вообще зимой может не зависеть от поставок, если закачает летом достаточные объёмы. И, к тому же, сэкономит на цене. Почему этого не делалось, известно - дефицит оборотного капитала со стороны "Нафтогаза". Так или иначе, сейчас "Нафтогаз" реформирован, а открывшейся возможностью пользуются самые разнообразные трейдеры, зарабатывающие на разнице летних и зимних цен. Так как тарифы на хранения в ПХГ на Украине крайне низкие. Закачивать газ летом стало ещё проще и дешевле после того, как сразу по нескольким транзитным направлениям появился виртуальный реверс газа. Если транзит через Украину прекратится через несколько лет, закачку в хранилища придётся осуществлять через вполне реальные физические поставки с европейских торговых площадок.

"Зелёный уголок" посвящён CCS - улавливание и закачивание углекислого газа в пласт. Проект Northern Lights в Норвеги получил финансовую поддержку правительства Норвегии. Суммарная мощность - 5 млн т в год, но к 2024 году будет завершена только первая фаза, её мощность всего 1,5 млн т. Проекты CCS дорогие и пока "взлетают" плохо.
Любопытно, что в мире сейчас работает CСS-проектов на 40 млн т в год, об этом сообщает E&Y. Но при этом, 60% из них функционирует в рамках работы американских газоперерабатывающих заводов, а CO2 закачивается не столько ради идеи, а сколько в для увеличения нефтеотдачи при добыче нефти.
Посчитаем: 1 млн тонн в год углекислого газа получается при сжигании 0,5 млрд куб.м природного газа. То есть весь новый норвежский проект позволит утилизировать CO2 от сгорания всего 2,5 млрд куб.м газа в год.
А что по деньгам? Только капитальные затраты в норвежский CCS оцениваются в $2,9 млрд долларов. Если инвестиции в $2,9 млрд позволят ежегодно улавливать выбросы от 2,5 млрд куб.м газа, это означает, что вложения составят свыше 1100 долларов за тыс. кубометров потребляемого газа. Это, к примеру, как минимум в полтора больше инвестиций в завод по сжижению! (в расчёте на единицу мощности). Полная себестоимость использования газа (с учётом улавливания CO2) вырастет, по грубой оценке, на десятки процентов. Справедливости ради отметим, что проект в Норвегии дорогой. E&Y приводит суммарные данные о планах инвестиций $27 млрд в проекты CCS по улавливанию углерода на 130 млн т. В этом случае кап.затраты на единицу окажутся почти в три раза меньше.
Подробней плюс немного о других новостях - в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-14-po-20-dekabrya/

Написал про метанол. Тема интересная, но с одной стороны, многогранная (разные области потребления, трудно всё уместить в небольшой текст), а с другой стороны, много написано последние годы (например у Vygon пару лет назад был большой хороший доклад). Но на что хотелось бы обратить внимание.
Сначала справочно, мировой метанол - это 85 млн т в год, около половины приходится на КНР, большую часть своего потребления получают из угля, плюс часть импортируют. Ещё недавно оптимистичные прогнозы роста спроса (темпами опережающими темпы роста ВВП), на метанол - начинают пересматривать, теперь уже говорится о росте ниже темпов ВВП. Почему так?

Если упрощать, есть сектор конечного потребления (или где метанол - сырьё для других конечных продуктов), есть - энергетический сектор. В последнем всё непросто.
Популярной была идея метанола как замена моторным топливам, и особенно - в сфере бункеровки. Подешевевшая нефть сильно подпортила эти планы, хотя по части экологии метанол удачней.
В сфере отопления и даже бытовом - CH3OH активно используется в том же КНР. Но при прочих равных метанол будет дороже природного газа, т.к. из него и производится. Конечно, есть очевидные удобства использования (в т.ч. и по сравнению с СУГ), особенно в негазифицированных районах. Одновременно, не стоит забывать, что метанол - ядовит, что нивелирует отчасти эти плюсы. Наконец, третий сегмент, популярный в КНР - метанол-в-олефины, тут тоже дешёвые углеводороды в кач-ве сырья начинают мешать экономике.

Что это означает для нашей страны? Сейчас у нас 4,5 млн т производства, 2 млн т идёт на экспорт. Но есть и полтора десятка проектов на бумаге с заявленным объёмом производства кратно больше нынешних. Ясно, что все они не будут реализованы. Цены на продукт сейчас скакнули до 400долл. за тонну, но устойчивость их под вопросом. До этого долго болтались на уровне 200+, это уже близко к пределу рентабельности с учётом транспортных расходов, особенно если мы говорим о континентальных проектах внутри страны. Сейчас кое-какие заводы расширяются, так что увеличение объёмов экспорта в любом случае будет.
Последняя новость - это трансформация новыми владельцами проекта "Печора СПГ" в метанольный проект (любопытно, что полгода назад новый владелец ЯТЭК сделал ровно наоборот - перевёл метанольный в СПГ-проект). Даже первая линия "метанольной Печоры" - это 1,7 млн т, т.е. почти удвоение действующих экспортных объёмов в случае реализации. "Метанол или СПГ" - вообще интересная тема для наблюдений и рассуждений, немного об этом есть в тексте. Самое простое, метанол - это возможность экспортной монетизации запасов газа без заморочек с лицензией на СПГ.

Тем не менее, Россия входит в четвёрку крупнейших экспортёров и сохранит а то и улучшит свой статус. Один из конкурентов, который удвоился за два года по объёмам, и если будет возможность, выведет на рынок ещё с десяток млн т - Иран, который (как и мы, и все остальные) торопится монетизировать газовые запасы. Повторюсь, проектов много, есть все основания считать, что тема в любом случае становится популярной. Подробней - как обычно по ссылке. https://rupec.ru/society/blogs/45870/

Очередной обзор газовых рынков за неделю. Новостей по понятным причинам чуть поменьше. Кратко по ценам. В США - без изменений ($2,5/млн БТЕ), в АТР - небольшое подорожание ($12,5, но уже за февральскую поставку), в ЕС - тоже рост цен до $6,3.
К дефициту газа в КНР и АТР добавились известные трудности с поставками угля из Австралии, которые хоть и не сильно, но влияют на газовый рынок. В США даже при нынешних ценах- отказ покупателей от 10 судов в феврале. Причина - дефицит газовозов. Спотовые цены на фрахт уже в 2 раза выше долгосрочных, но при текущих ценах на СПГ даже такая ставка позволит получить прибыль. Проблема же в физической нехватке судов - все переключились на АТР, средняя длительность маршрута выросла.

Американский рынок газа: внимание к региону добычи. По итогам даже короткой недели в США число буровых на газ: +2. Но в суммарной цифре - две противоположные истории: на Haynesville +3, а на Marcellus, напротив, -1 установка.
И это не случайность, а отражение тенденции. В регионе, где находится Marcellus, вновь переизбыток газа: все газопроводы, которые могли бы доставить газ к Мексиканскому заливу, уже заполнены. Напротив, сланцевое месторождение Haynesville находится ближе всего к побережью а экспорт растёт до новых максимумов, нужен новый газ для сжижения. Haynesville, единственное сланцевое месторождение в США, где буровая активность уже превысила доковидные уровни.

"Газпром" увеличивает транзит через Украину сверх контракта. Аномально высокие цены на СПГ в Азии "по цепочке" не могут не влиять на европейский рынок. "Газпром" не хочет пропускать уникальную ситуацию и бронирует повышенный объём транзитных мощностей через Украину. Незначительное превышение есть уже и в декабре: суточный объём транзита (в пересчёте на годовое исчисление) составляет эквивалент 69 млрд куб.м в год. при контрактном объёме в 65 млрд. Напомним, что контрактный объём нельзя перераспределить внутри года. На январь уже заявлен суточный объём транзита, эквивалентный 55 млрд куб.м в год. А гарантированный оплаченный объём транзита через Украину в 2021 году снижается с 65 до 40 млрд.
Нынешние цены в ЕС делают выгодным повышенный объём прокачки даже с доплатой. Посчитаем. Базовый тариф за прокачку согласно контракту составил $32 за тысячу кубометров. При увеличении объёмов выше договорного, тариф вырастет на 20% (при бронировании на месяц вперёд). Получаем, что "Газпром" заплатит в январе $38,4 за транзит каждой дополнительной (сверх "качай-или-плати") тысячи кубометров, или примерно $1,1 за млн БТЕ.
Даже если СП-2 запустят к концу 2021 года (оптимистичный сценарий), он почти не повлияет на транзитные объёмы. При этом, спрос на газ в ЕС в следующем году вырастет, а объёмы гарантированной по контракту прокачки по Украине снизятся на 25 млрд куб.м. Даже ввод сухопутного участка к второй нитке "Турецкого потока" не компенсирует эти объёмы (а и она не выйдет на проектную мощность сразу). При достаточно высоких ценах на газ в ЕС "Газпрому" придётся в течение всего года увеличивать украинский транзит по сравнению с контрактным объёмом.

"Газпром" vs ЕС: борьба за Балканы. Первая поставка газа по южному газовому коридору (TANAP(Турция) - TAP) ожидается в ближайшее время. А Еврокомиссия уже обсуждает вариант расширения газопровода TAP на западные Балканы. Снижение зависимости региона от российского газа в качестве задачи - не скрывается. После выхода нашего "Балканского потока" на полную мощность там всё равно остаётся "лишний" газ. 6 млрд к концу 2021 года выйдут в Венгрию, но здесь скорее решается задача "сомкнуть" южные и северные газопроводы. В идеале, эти 6 млрд нужны как задел на будущее, для расширения рынка на в целом слабо газифицированном Балканском полуострове. Но сейчас появляется (хотя пока это только слова) конкурирующий проект. Напомним, что газопровод TAP изначально проектировался с возможностью увеличения объёмов прокачки. Подробней -
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-21-po-27-dekabrya/

Очередной обзор газовых рынков. Цены на СПГ в Азии продолжают бить рекорды — уже по $800 за тыс. кубов, а отдельные партии продавались и по 1000. Причина прозаична: длительная холодная погода. Но нужно помнить, что речь идёт о ценах «спот», которые составляют небольшую долю от всех объёмов торговли СПГ (в мире в среднем по году на «споте» продаётся около четверти всего СПГ). А по нефтяной привязке цены на СПГ составляют около $6/млн БТЕ — более, чем в три раза ниже, чем на спотовом рынке.

Если говорить о долгосрочных последствиях, можно обратить внимание на два обстоятельства.
Во-первых, выросшая волатильность на спотовом рынке АТР. В апреле был зафиксирован рекордный минимум в $1,8 за млн БТЕ: т.е спотовые цены выросли более чем в 10 раз. Всё это актуализирует обсуждение ценовой привязки для новых поставок.
Во-вторых, следует ожидать активизации усилий в области увеличения объёмов хранения (как СПГ, так и газа в ПХГ) в Азии.
Удобства мощных ПХГ хорошо видны на примере Европы, где рост цен умеренный (конечно, помогает и обилие трубопроводных поставок).

Отдельный интересный сюжет: в некоторых районах Испании зафиксированы очень низкие температуры, до -34. В отличие от многих других стран Европы, эта страна в большей степени (свыше 40%) полагается именно на импорт СПГ, а не сетевого газа, а связь с другими европейскими рынками газа ограниченная. В результате, если говорить о ценах с поставкой на следующей день, то котировки PVB (испанский хаб) выше TTF (северо-западная Европа) в 2,5 раза!

Итоги года и перспективы. Торговля СПГ по итогам года показала символический «плюс», результат скорее слабый.
В США, несмотря на то, что мы видели летом массовую просадку в загрузке заводов, за счёт введения новых мощностей объём экспорта СПГ вырос, предварительно на 28%. Соответственно, часть действующих в мире производств покажут снижение, в т.ч. и из-за значительного числа внеплановых ремонтов.
Всё падение глобальной торговли взял на себя трубопроводный рынок, в т.ч. поставки Газпрома в Европу, хотя частично провал был компенсирован 4,1 млрд экспорта в КНР, которые всё равно чуть не дотянули до объёмов «бери-или-плати», не говоря уж о контрактных на 2020 год 5 млрд.

В новом году, с восстановлением спроса, у «Газпрома» появится возможность нарастить поставки. Но одновременно возрастёт и конкуренция: начал работать газопровод TAP (ещё 10 млрд куб.м для рынков Болгарии, Греции, Италии) и запущен терминал СПГ в Хорватии.
И именно в регионе выросшей конкуренции (Южная Европа: TAP+СПГ в Хорватии) «Газпром» успешно запустил продолжение «Балканского потока» на территории Сербии.

Зелёный уголок: убыточные «водородные» компании получают поддержку

Корейская Sk Group объявила об инвестициях в $1,5 млрд в американскую компанию Plug Power (занимается топливными элементами на водороде), Sk Group будет принадлежать 9,9% акций. В результате, за два дня котировки Plug выросли на 50%.
Любопытно, что Plug Power – убыточная компания, которая, цитата, «потратила более 20 лет на то, чтобы терять деньги в поисках выгодных приложений для водородных топливных элементов». Сможет ли поддержка корейского гиганта и ожидаемый выход на азиатский рынок переломить ситуацию? Сейчас котировки уже сильно раздуты, компания стоит 100 выручек! Продолжаем наблюдать.

Ещё одна стабильно убыточная «водородная» компания, также с пузырём в котировках, ITM Power (занимается производством элементов для электролизёров) получила, совместно с компаниями, грант ($6 млн) на пилотную установку по производству водорода на морских ветряках.
Напомним, что одна из задач водородной энергетики — «связывание» лишней в данный момент энергии ВИЭ из электросети в водород через электролиз. Но здесь речь идёт о получении водорода непосредственно рядом с ветряком, то есть это не избыток ВИЭ с рынка, а энергия, которую (вероятно) нужно будет использовать целиком (без выдачи в сеть) для получения водорода электролизом. Подробней и с ссылками — как обычно в тексте. https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-28-dekabrya-po-10-yanvarya/

Написал скорее постановочный текст, по нетипичной, но как представляется, всё более актуальной теме — пошлины и протекционизм (в данном случае, в отношении нефтехимии). Переход к экспорту с более высокой добавленной стоимостью - важная задача для нашей страны. Но как только мы переходим к такому экспорту, может возникнуть новая проблема - действующие или потенциальные импортные пошлины.

Если говорить упрощённо, может быть три варианта:
(1) Беспошлинная торговля или сниженный уровень пошлин (в рамках той или иной единой экономической зоны или FTA), (2) умеренные пошлины (например, для стран-членов ВТО), (3) Повышенные, а в некоторых случаях и запретительные пошлины в рамках торговых войн, антидемпинговых расследований и других агрессивно-протекционистских мер.

Нашим производителям удобрений всё это давно известно не понаслышке. В США сейчас идут споры, какую пошлину — 21% или 10% применять к Фосагро, а в Европе российские производители азотных удобрений теряют в прибыли от так называемых антидемпинговых пошлин, официальная причина - низкие цены на газ в России, при этом падение мировых цен на газ не привело к пересмотру. Но в контексте будущего роста экспорта полимеров, важно следить и за этим направлением.

Переработка углеводородного сырья в полимерные продукты увеличивает добавленную стоимость. Но это мотивирует и потребителей самостоятельно развивать переработку, закупая лишь сырьё. В подобных условиях даже относительно небольшие пошлины смогут повлиять на конкурентоспособность импортируемой продукции по сравнению с собственным производством. Согласно правилам ВТО, для основной части полимерной продукции стандартная импортная пошлина находится на отметке в 6,5%. Однако, эта цифра может изменяться в обе стороны.

В АТР недавно 15 стран подписали соглашение о постепенном снижении взаимных пошлин на полимерную продукцию. Проигравшими оказываются экспортёры — США, страны БВ, Индия.

Нельзя не вспомнить о торговой войне КНР-США. Любопытно, что Китай избирательно вводил 25%-ную пошлину лишь на те марки полиэтилена, в которых не было дефицита.
Сейчас же КНР (да и другие страны) наращивает собственные мощности, а по мере увеличения объёмов американского экспорта полимеров США сталкиваются с многочисленными антидемпинговыми расследованиями со стороны Китая, Филиппин, Индии и даже ЕС.

Если же говорить о том, что несут пошлины для страны-импортёра, то здесь два противоположных эффекта. С одной стороны, это поддержка собственного производителя. С другой стороны, увеличивается цена исходного сырья (в нашем случае - полимеров) на следующем переделе, что снижает конкурентоспособность его продукции Высокая стоимость полимерного сырья для следующих переделов приводит к тому, что становится неконкурентоспособным экспорт конечной продукции.

Так или иначе, тенденции в мировой экономике говорят в пользу того, что протекционистские меры будут нарастать. Возможно, эти меры окажутся не только страновыми, но и региональными, в таком случае можно будет говорить о регионализации глобальной торговли.
А рынок полимеров становится всё более конкурентным, страны-импортёры настроены на импорт не только конечной продукции, но и сырья, с целью производить пластики и другие продукты нефтехимии самостоятельно. Для России актуально как минимум наблюдение за протекционистскими мерами в рамках как отдельных стран, так и регионов, а в случае необходимости и обсуждение тех или иных собственных взаимных договорённостей о снижении таможенных барьеров.

Второй аспект - это собственная зона свободной торговли в рамках Евразийского экономического союза (в зону свободной торговли ЕАЭС входит ещё ряд стран). Считается, что Россия от этого союза получает максимальные преимущества. Вдвойне это верно по отношению к нефтехимической отрасли, но и здесь мы будем сталкиваться с конкуренцией, что отчасти связано и с географическим фактором. Сложно всё уместить в подводку даже сжато — подробнее в тексте. https://rupec.ru/society/blogs/45978/

Очередной обзор газовых рынков. США - $2,7/млн БТЕ. ЕС - $7,2/млн БТЕ, но в течение рассматриваемого периода достигали и $9. Цены спотового рынка СПГ в АТР снизились с $21,5 до $18,5/млн БТЕ, в течение периода цены достигали рекордных отметок свыше $30. Ослабевание холодов в АТР прогнозируемо приводит к снижению цен.

Начинается «разбор полётов» прошедшего энергетического мини-кризиса. Факторов много. В дополнении к прочим трудностям в Японии в непогоду сильно снизилась выработка на солнечных электростанциях, а в Европе похолодание сопровождалось безветренной погодой, что негативно влияет на выработку ВЭС.
В контексте планов по декарбонизации выводы могут быть сделаны прямо противоположные: Во-первых, это максимальное сохранение действующей традиционной инфраструктуры, как «back-up», но тогда за это придётся и доплачивать. Япония уже продемонстрировала будущую проблему: в рамках либерализации энергетического сектора оказались закрыты некоторые из электростанций, которые могли работать на нефтяном топливе.
Второй вариант: «ударить автопробегом по бездорожью» - и с удвоенной силой наращивать системы хранения ВИЭ.

Итоги года и прогнозы. Cвои оценки представила консалтинговая компания Rystad Energy. Импорт и производство СПГ в прошлом году выросли на 3%. А согласно оценкам Bloomberg импорт СПГ вырос лишь символически. Всё это подчёркивает, насколько сложен сбор данных и условна статистика в энергетической сфере.
Прогноз на 2040 год предполагает без малого удвоение рынка СПГ. Но очень скромный вклад России (всего 41 млн т новых мощностей к 2040 году — при том, что даже строящийся «Арктик СПГ 2» даст свыше 20 млн т). Напротив, на Северную Америку придётся основной вклад — 222 млн т новых мощностей! Возможно, озвученные российские планы на суммарные 140 млн т заводов СПГ являются слишком оптимистичными, но и прогноз Rystad выглядит предвзятым.

Рост цен — что это значит для компаний. У «Газпрома» только 30% продаж в ЕС привязаны к ценам на нефть, остальное — уже биржевые цены. Когда-то это казалось вынужденным решением, принятым под давлением европейских контрагентов. Но сейчас биржевая привязка оказывается намного выгоднее, даже при ценах на нефть в $50 за баррель цены на газ с нефтяной привязкой составили бы всего примерно $5/млн БТЕ.
У «Ямал СПГ» «Новатэка» более сложная конфигурация контрактов. Значительная часть СПГ идёт по «нефтяной» привязке (по контрактам с CNPC, «Газпромом», на 50% в контракте с Naturgy), остальные объёмы продаются трейдинговым подразделениям крупных акционеров - Total и «Новатэк».
Тем не менее, из-за зимнего периода большая часть грузов в любом случае уходит в Европу. Два газовоза арктического класса с грузами «Ямал СПГ» без ледокольной проводки (в это время года такое редкость) в начале января вышли в восточном направлении в сторону АТР.

Ещё один пример : Total обнародовала среднюю цену реализации СПГ в 4 квартале — это $4,9/млн БТЕ, хотя спотовые цены СПГ в Азии составили в среднем $8. Это также эффект высокой доли «нефтяных» контрактов в поставках СПГ.

Зелёный уголок: Европа ставит на водород из оффшорных ветряков?
Siemens Gamesa and Siemens Energy разрабатывают морской «ветряк», который будет производить водород из получаемой электроэнергии непосредственно в море. Почему для идеи взяты морские ВЭС — нужен максимально возможный КИУМ, коэффициент использования установленной мощности электролизёра.
Тем временем, появилась оценки, при каких условиях «зелёный» водород будет стоить $2 за килограмм (сейчас — свыше $5). По одной из них, для этого необходима цена электроэнергии на входе в $15 за Мвт-ч, и КИУМ электролизёра — 70%. Для сравнения, для тех же морских ветряков: КИУМ сейчас в диапазоне 40-50%, а стоимость электроэнергии (LCOE) – около $120 за МВт-ч (но есть потенциал снижения с развитием сектора). Намного подробнее - в тексте. https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-11-yanvarya-po-17-yanvarya/

Традиционный обзор газовых рынков: Henry Hub - $2,5/млн БТЕ. Биржевые цены на газ Европе - $7,7. Цены спотового рынка СПГ в АТР резко снизились с $18,5 до $8,9/млн БТЕ.
В АТР месяц поставки при расчёте индекса цен СПГ сменился с февраля на март, что привело к ожидаемому резкому снижению цены (и на пике спроса рекордные цены фиксировались именно для февральских поставок, а мартовские и тогда торговались на уровне $8+/млн БТЕ).
Рост европейских цен отчасти связан с тем, что «Газпром» продолжает отбор из европейских ПХГ в ущерб экспорту. В США число буровых установок на газ выросло сразу на 3 единицы (с 85 до 88).

Газовозы на СМП зимой: удастся ли масштабировать эксперимент?
Главным событием для российского рынка газа на прошедшей неделе стало успешное прохождение газовозом арктического класса Arc7 «Кристоф де Маржери» Северного морского пути (СМП) в январе без ледокольной проводки.
Локальным поводом для зимнего похода стали сверхвысокие цены на СПГ в Азии, которые жалко «упускать». Но причины же в другом: по мере строительства всё новых заводов СПГ на Ямале и увеличения объёмов, потенциальный экспорт бОльшей части нового СПГ (как происходит сейчас) в Европу, может войти в противоречие с традиционным трубопроводным экспортом. Нужно тестировать варианты вывоза в АТР, в т.ч. зимой.
Средняя скорость движения составила 9,5 узлов в час (для сравнения, для сравнения, согласно техническим характеристикам газовоза — скорость движения в открытой воде - 19,5 узлов, 5,5 узлов — во льдах толщиной до 1,5 метра). Низкая скорость движения может увеличить себестоимость транспортировки, в таком случае она будет сравнима с западным маршрутом. Но на Камчатке планируется строительство перевалочного комплекса в «обычные» газовозы, что снизит полную себестоимость транспортировки. Оптимизация логистики вывоза СПГ с Ямала в АТР — одна из непростых задач арктических проектов.

Новые проекты СПГ: активность без конкретики
В США Commonwealth LNG (8,4 млн т) открыла тендер для оценки спроса на свой СПГ. Прогресс по проекту Jordan Cove (находится на западном берегу, что облегчает экспорт в Азию) вновь откладывается: регулятор запросил новые экологические разрешение. Чуть ранее глава Tellurian сообщал, что строительство завода Driftwood LNG начнётся уже летом этого года, но пока это спекуляции.
Остаётся напряжённой ситуация с вооружённым группировками в Мозамбике, где Total пришлось эвакуировать персонал со строящегося завода Mozambique LNG. В этих обстоятельствах можно предположить, что принятие инвестрешение по второму сухопутному СПГ-заводу Rovuma LNG (ExxonMobil) будет отложено до более спокойной обстановки в регионе.
Baker Hughes ожидает, в текущем году до четырёх новых проектов СПГ. В прошлом году - всего один.

Российский водород для Европы: риски избыточного оптимизма
В России активно обсуждаются водородные проекты с экспортным потенциалом. Можно говорить о формировании двух направлений. Во-первых, производство пиролизного водорода из метана (с размещением заводов ближе к точке потребления, то есть в Европе). Один из наиболее перспективных вариантов в контексте использования запасов газа. Но мы только в самом начале пути с точки зрения технологий и опытных производств.
Во-вторых, производство «зелёного» водорода. Здесь пример последней недели — анонс будущего производства Enel и «Роснано» на основе ветростанций в Мурманской области.
Для экспорта «зелёного» водорода существует ещё один вызов (помимо высокой стоимости производства) — это расходы на транспортировку.
Если мы говорим о транспортировке вне трубопроводов, то водород намного дешевле будет перевозить в форме аммиака (который сжижается при -33 градусах по Цельсию).
Остаётся и главный вопрос: нужны ли будут российские объёмы водорода Европе. Водород оказывается одним из самых дорогих решений на рынке в зелёном сегменте, захотят ли импортёры покупать такую энергию, если её можно производить самостоятельно?
Об этих и других новостях подробней — по ссылке.https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-18-po-24-yanvarya/

В рамках рубрики #вотипосмотрим возвращаюсь к посту от 19 мая 2020 года, с прогнозами (разных агентств) по продажам электромобилей. Тогда МЭА ожидала символический рост по итогам 2020 года, а месяцем ранее WoodMac спрогнозировал падение продаж на 43%. По факту, в прошедшем году напротив зафиксирован рост (!) на 43%, даже если точные цифры чуть изменятся, динамика очевидна. Понятно, что прогнозы были сделаны в начале года в контексте общей паники с коронавирусом. Тем не менее, прирост продаж намного выше, чем годом ранее (в 2019 по сравнению с 2018), несмотря на то, что чем выше база, тем сложнее показывать высокие темпы. Не помогла и подешевевшая нефть. О причинах нужно говорить отдельно, например, основной вклад в прирост внесла Европа (где зелёный курс продвигается на всех уровнях - от финансовой поддержки до создания соответствующего общественного мнения), где продажи увеличились кратно. В АТР небольшой прирост. Пока если не вдаваться в детали - два вывода. Всегда помнить, что любой прогноз - это только прогноз, который даже за год может развернуться ровно наоборот. Что уж говорить о десятилетних. Второе, как ни банально, это звучит, и к причинам нужно присмотреться внимательней, а также посмотреть, какие темпы роста EV закладываются в различных долгосрочных прогнозах спроса на нефть, и насколько устойчивы текущие темпы роста продаж EV в будущем. #EV

Очередной обзор газовых рынков. На этот раз только набросаю основные темы (все подробности — традиционно в тексте по ссылке), а основную часть подводки «потрачу» на водородную часть обзора. Цены на газ ожидаемо падают с приближением весны. Что ещё в номере.

«Газпром» продавал в октябре, ноябре газ в КНР по $126 за тыс. кубометров ($3,5/млн БТЕ) — выглядит очень дёшево, но если разобраться — цена полностью коррелирует с ценами на других рынках. Обсуждаем, почему так.

Газовый рынок Украины - «воспоминания о будущем»? Реформа (всё как в Европе — конкуренция тарифов, сбытов, трейдеров) поначалу выглядела эффектно, но на фоне роста цен в ЕС начались возмущения. В рез-те появился гарантированный минимальный тариф — 7 гривен за кубометр. Это всё равно много, по курсу - 19 рос. рублей за куб.м (или $250 за тыс.кубов), без учёта доставки. Для сравнения — у нас для населения 5-6 руб. за куб.м конечная цена.

У Египта появляется «лишний» газ, он «реанимирует» старые заводы СПГ. Правда цена закупки газа для сжижения - $5/млн БТЕ, поэтому работают заводы только при высоких мировых ценах. Газ из Израиля тоже может прийти на египетские СПГ заводы, а проект газопровода в Европу EastMed Pipeline в таком случае окончательно заглохнет.

Зелёный уголок. «Водородные считалочки»
Регулярно мы слышим о проектах электролизёров — как на основе энергии из сети, так и в привязке к тем или иным объектам ВИЭ. Сообщаются и мощности, и объёмы вырабатываемого водорода. Но цифры для разных проектов могут «не биться», почему?
Итак, 1 кг водорода содержит 39,4 кВт-ч энергии. А «стандартный» хороший (а скорее лучший) КПД электролизёра находится на уроне 75%. Это означает, что на выработку 1 кг водорода нужно потратить 52,5 кВт-ч энергии. А теперь обратимся к недавним примерам.
Пример 1, прошедшей недели. Air Liquide завершила строительство электролизёра на 20 МВт (как сообщается, крупнейший построенный к настоящему времени), который будет производить 8,2 т в день «низкокарбонового» водорода. Такая формулировка выбрана потому, т. к. электроэнергия будет поступать с ГЭС. Можно ожидать полной загрузки электролизёра. Действительно 20 МВт даёт нам 480 МВт-ч в сутки, что при указанных выше допущениях по КПД и расходу электроэнергии позволило бы получить 9,1 т H2 в сутки. Объём производства водорода из новости всего на 10% меньше, это означает, либо что КПД чуть ниже, либо, что загрузка ожидается не на 100%. Но в целом всё сходится.
Пример 2, неделей ранее. Total сообщила о проекте электролизёра на 40 МВт (в «комплекте» с солнечной станцией на 100 МВт), который будет вырабатывать 5 т водорода в день. На первый взгляд цифры противоречат первому примеру: мощность в два раза больше, а выработка два раза меньше. Разгадка проста: ведь электролизёр будет работать на СЭС, а значит ожидаемый коэффициент использования мощности электролизёра будет ниже. 5 т водорода можно получить при загрузке электролизёра в 27% (при взятых выше допущениях). Действительно, как и сообщает Total, фактически электролизёр может производить до 15 т водорода.
При этом, в тех случаях, когда СЭС будут работать в самые солнечные часы на полную мощность (100 МВт), потратить эту энергию в электролизёре на 40 МВт не представляется возможным, видимо эта энергия пойдёт непосредственно на нужды производства.
Пример 3, актуальный для России. Неделей ранее стало известно о планах по производству зелёного водорода на базе ВЭС в Мурманской области. Заявлено о 12 тыс. т водорода в год, т. е. 32,8 т в день. Посчитаем, как эта цифра соотносится с заявленной мощностью ветростанции. Допустим, КИУМ ВЭС в 35% и максимальную мощность электролизёра, соответствующую мощности ВЭС в моменты пиковой выработки. При этих вводных, чтобы получать 32,8 т в день, необходимо 205 МВт мощностей ветростанции. Мощность Мурманской ВЭС — 201 МВт (разница в пределах погрешности), а значит, предполагается, что вся мощность ВЭС будет расходоваться на производство H2.
https://gasandmoney.ru/glavnoe/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-25-po-31-yanvarya/

Телушка за морем. Будeт ли Китай наращивать импорт этана из США?

Написал о перспективах массового экспорта этана из США (в качестве сырья для нефтехимии). Почему это важно? Россия, как известно, запустила несколько производств (пока в стадии строительства) по самостоятельной переработке выделяемого из жирного газа этана в продукты нефтехимии. По большому счёту, нашей стране не очень выгодно развитие международной торговли этаном. Ведь это приводит к тому, что на рынок в конечном счёте выйдут дополнительные объёмы дешёвого сырья, которое может быть переработано самостоятельно уже потенциальными импортёрами российской полимерной продукции. Спойлер: пока масштабного экспорта этана не ожидается. Но в любом случае нужно следить.
В настоящее время в Китае проходит запуск пиролизного комплекса Satellite, использующего в качестве сырья исключительно этан. Этан будет импортироваться, а основным партнёром проекта становится экспортный терминал Orbit в США (Техас).
Выбор между экономикой и надёжностью
Почему американский этан интересен импортёрам? Напомним, что традиционно в качестве сырья для пиролиза используются нафта, СУГ и этан. У каждого из них есть свои преимущества. Однако, с ростом сланцевой добычи газа в США, этан стал очень дёшев. Дешёвый этан в США стимулировал массовое строительство нефтехимических производств.
Но этан всё равно в США остаётся «лишним». Экспорт этана растёт, по итогам 2020 года он составил около 300 тыс. б/д, плюс к тому, экспорт в 2021 году вырастет на фоне запуска нового терминала Orbit. При этом значительный экспортный потенциал сохраняется, не отделяется от природного газа и сжигается до 1 млн б/д этана. Будет ли этот потенциал реализован?

Да, транспортировка этана морем окажется дороже, чем транспорт СУГ и тем более нафты: (температура кипения этана составляет -88֯С). Тем не менее, разница в ценах на два типа сырья настолько высока, что, даже с учётом расходов на доставку, этан может успешно конкурировать с нефтяным сырьём.
Рентабельности переработки этана способствует и то, что строительство исключительно этанового пиролиза оказывается дешевле. И, конечно, пиролиз этана даёт максимальный выход (около 80%) целевого продукта — этилена.
Многие страны могли бы сэкономить, если бы увеличили долю этана на своих производствах. Казалось бы, “win-win”. Почему же это направление не становится магистральным?
Аспектов много, но всех их по большому счёту можно уместить в один тезис — отсутствие устоявшейся глобальной торговли этаном. Да, в Штатах сейчас остаются не выделяемыми огромные объёмы этана — около 20 млн тонн в год. Но если сравнить их с объёмами нефтехимической отрасли, то это около 5% от всего объёма перерабатываемого отраслью сырья.

Таким образом, делать ставку исключительно на импорт этана (что позволит построить дешёвый пиролиз) — это в известной степени риск. Нельзя забывать и о пока «замороженной» торговой войне между США и Китаем.
Датированный 2019 годом прогноз IHS Markit предполагал, что даже за 10 лет, к 2030 году, объём экспорта этана из США составит всего 0,58 млн б/д. Если считать, что в 2020 году было экспортировано до 0,3 млн б/с, а экспорт после выхода на полную мощность упомянутого терминала Orbit вырастет ещё на 0,175 млн б/с, то для новых проектов остаётся совсем небольшой объём потенциал для расширения.
Впрочем, любой прогноз — это только прогноз. Например, существует проект компании American Ethane, предполагающий строительство крупного терминала мощностью в 0,48 млн б/с.

Если же посмотреть на прогнозы со стороны импортёров, то ситуация выглядит аналогичным образом (умеренное влияние на нефтехимию): доля этана в качестве сырья только для производства этилена с 2022 по 2030 будет находиться на одном и том же уровне примерно в 5%. Но при этом, общий объём производства этилена вырастет, а значит, в абсолютных значениях спрос на этан будет несколько выше. Подробней — с гиперссылками и картинками — традиционно по ссылке. https://rupec.ru/society/blogs/46109/

Очередной обзор газовых рынков. Цены в США выросли до отметки в $2,9/млн БТЕ, на фоне похолодания. Буровых на газ +4 до 92. В Европе цены снизились до 6.4, хотя там тоже совсем не жарко. Но это фьючерс мартовской поставки, а холодно сейчас. В АТР — та же цена 8.4

Американский СПГ при Байдене: чего ждать?
Новое руководство США посылает противоречивые сигналы газовой индустрии США. С одной стороны, вероятная глава Минэнерго в администрации Байдена объявила о поддержке экспорту СПГ из США, однако при условии, что сектор также станет «чище». С другой стороны, в качестве конкретных мер над индустрией висит перспектива запрета бурения на федеральных землях. Но даже в случае самого радикального сценария катастрофы не ожидается — добыча даже вырастет, просто не столь значительно. Потери в случае полного запрета бурения на фед. землях всего около 4% от всей добычи. Достраивается ещё несколько заводов СПГ, до 2026 года для них нужно дополнительно 44 млрд кубометров в год, это немного.

Ситуация с новыми СПГ-заводами в мире: норвежская Equinor отказалась от проекта в Танзании, списав почти $1 млрд.

Куда пойдёт новый российский СПГ?
На российском рынке продолжается дискуссия о будущей конфигурации экспорта СПГ. С одной стороны, поставки в текущих объёмах едва ли существенно влияют на трубопроводный экспорт: российский СПГ в Европе пока конкурирует скорее с прочими поставками СПГ. Но всё изменится, если объёмы российского производства СПГ вырастут в разы (в т.ч. и на Ямале). В таком случае, объём российского СПГ будет сопоставим со всем импортом СПГ со стороны Европы. А значит, хотя бы частично, новые объёмы нужно направлять в АТР. Как это организовать законодательно — пока непонятно, особенно с учётом того, что часть СПГ, скажем с «Арктик СПГ2», будет принадлежать иностранным акционерам уже на момент отгрузки с завода.
Обсуждается (пока, исключительно как идея) введение пошлины, соответствующий разнице в себестоимости поставок в ЕС и в АТР. Но даже расчёт такой пошлины не очевиден.

Для того, чтобы, к примеру, транспортировать весь объём с «Ямал СПГ» в АТР, текущего количество танкеров ледового класса просто не хватит. Посчитаем. Напомним, что сейчас вывоз с Ямала осуществляют 15 танкеров ледового класса, а мощность производства — 16,5 млн т. Т.е. каждый газовоз должен вывозить 1,1 млн т в год СПГ (даже без учёта того, что сейчас «Ямал СПГ» работает с превышением мощности).
В самый удачный, с точки зрения времени в пути, летний период газовоз идёт до Китая 19 дней. Допустим, столько же обратно, плюс 2 дня на погрузку-разгрузку. Значит, за год газовоз может сделать в лучшем случае 9 рейсов. Но на самом деле меньше, т. к. зимой скорость ниже. За рейс можно вывести максимум 76 тыс. тонн СПГ (170 тыс. кубометров * 0,45 (плотность)-6% на транспортные расходы), за год — меньше 700 тыс. тонн — даже при «летней» скорости газовоза.
Но ситуация с нагрузкой на танкеры ледового класса может быть намного лучше, если вспомнить, что «Новатэк» планирует перевалочный пункт на Камчатке. И уже запустил перевалку в Мурманске, что позволит уменьшить транспортное плечо для танкеров Arc7 на западе, и таким образом высвободить часть судов для азиатского направления.

Внимание к ПХГ Европы и Украины.
Сейчас в ПХГ Европы уже меньше газа, чем в прошлом году на дату завершения отопительного сезона (конец марта), а до этого момента ещё почти два месяца. При сохранении текущих темпов отбора газа хватит на 67 дней.
Интересное по украинским ПХГ. Напомним, что исторически в качестве «рабочих» запасов газа приписывалось около 5 млрд куб.м буферного газа, который не может быть извлечён без нарушения работы ПХГ. В сентябре так называемый «объём газа долгосрочного хранения, который не планируется отбирать до конца 2022 года», был отделён. Т.е. формально объём газа в украинских ПХГ сейчас меньше (примерно на 1 млрд куб.м), чем годом ранее, но реально — газа больше. Подробнее и с картинками — по ссылке. https://gasandmoney.ru/tendenczii/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-1-po-7-fevralya/

Обнаружил, что «Энергия вокруг нас» появился в некоторых списках телеграмм-ресурсов по энергетике. Это, конечно, приятно, тем более, что по правде говоря, формат здесь всё же далёк от полноценного канала: на 80% это анонсы публикуемых мной материалов с подводками. И раньше отдельные посты писал нечасто, сейчас на это не остаётся времени. Тем не менее, чтобы в формате канала присутствовала необходимая регулярность, попробую добавить два момента. Во-первых, время от времени перепосты с других каналов, материалы, которые кажутся важными-интересными и/или находятся чуть за пределами стандартного «кольца» энергоканалов, которые все и так читают/репостят. Во-вторых, интересные, картинки-графики из СМИ, правда с минимальными пояснениями, вплоть до их отсутствия. Надеюсь, это добавит полезности. Спасибо всем, кто подписан, несмотря на умеренную регулярность!

💥“Казаньоргсинтез” объявил о планах построить новую установку по производству сэвилена (упрощённо, это полиэтилен со значительной долей винилацетата в полимерной цепочке). Сейчас производится всего 13 тыс. тонн в год, и это единственный производитель в РФ, будет — дополнительно 100 тыс. в год. Российский спрос — не менее 50 тыс. в год, то есть основные объёмы потребления сейчас импортируются. Области применения очень разнообразны: обувь, кабели, растущий сегмент — производство клеев.

Новость интересна сама по себе, но что ещё здесь хотелось бы отметить. У нас много говорится о развитии нефтехимии как экспортного направления. Одновременно в России существует потенциал и по замещению импорта.

И если при всей важности экспорта здесь существуют известные риски конкуренции с прочими глобальными производителями, то при замещении импорта такие риски ниже, по крайней мере для некоторых продуктов. Ведь если что — государство всегда защитит своего производителя, как это делается и в других странах.

Сэвилен — лишь один из примеров импортозамещения. Только после запуска “ЗапСибНефтехима” исчезает дефицит по некоторым маркам полиэтилена. “Сибур” и “Татнефть” строят свои производства малеинового ангидрида (МАН), который сейчас полностью закупается за рубежом.

Конечно, всегда остаётся актуальным вопрос экономии на масштабе — поэтому в производствах и МАН, и сэвилена, часть продукции будет экспортироваться.

Очередной обзор газовых рынков. Henry Hub (рынок США) - цены существенно не изменились, 2,9/млн БТЕ. Но на фоне похолодания, цены спотового рынка (с ближайшей поставкой) в некоторых регионах находились на уровне от $10/млн БТЕ и выше, а в некоторых случаях достигали и отметки $85. Такая ситуация не уникальна.

Биржевые цены на газ Европе вновь снизились, на 0,2, до отметки в $6,2/млн БТЕ. В Европе холодная погода, однако сильного роста цен мы не видим. Ожидание весны и активный отбор из хранилищ. Вскоре ценовой арбитраж между АТР и ЕС исчезнет, это приведёт к новому притоку СПГ в ЕС, что позволит восполнить запасы.

Действительно, цены спота СПГ в АТР последовательно снижаются и уже находятся в районе $6,9/млн БТЕ (мартовская поставка), разница с ценами в ЕС - всего $0,7, для некоторых производителей поставки уже выгодно осуществлять не в АТР, а в ЕС.

Катар: новый СПГ, трейдинг и улавливание СО2
На глобальных рынках СПГ наиболее ярким событием стало принятие Катаром окончательного инвестрешения по расширению своих мощностей СПГ с 77 до 110 млн т (т.е на 33 млн т в год, 4 линии примерно по 8 млн т).
Несмотря на внушительные объёмы, прирост предложения катарских объёмов соответствует примерно двум года увеличения глобального спроса (при допущении роста рынка СПГ на 4% в год).
Капитальные затраты. Проект оценивается в $29 млрд, то есть $880 за тонну, сюда вероятно входит и добыча, а также переработка жирного газа. Оценки выглядят сделанными скорее по нижней границе, особенно на фоне рекордного роста цен на сталь. Себестоимость СПГ в Катаре в любом случае будет низкой за счёт сопутствующей продажи конденсата.
Низкая себестоимость газа позволяет Катару не беспокоиться о заключении долгосрочных контрактов. У Катара постепенно заканчиваются и старые долгосрочные контракты, если они не будут перезаключены, это означает, что значительные дополнительные объёмы СПГ (до 50 млн т в год в ближайшие шесть лет) окажутся на спотовом рынке. Qatar Petroleum создаёт своего трейдера.

Катар делает акцент и на «углеродной чистоте» своего СПГ. Планы по улавливанию CO2 предполагают захоронение 7-9 млн т углекислого газа в год. Это соответствует выбросам от примерно 3 млн т СПГ. Улавливание углекислоты в точке производства возможно только в контексте энергетических расходов на получение самого СПГ. Эти расходы можно оценить по верхней границе в 10% от производимых объёмов. Получается, что весь новый СПГ (в части расширения мощностей) будет углеродонейтральным с точки зрения операционных энергетических затрат на его производство.

Принятие FID Катаром стимулирует всех остальных производителей. Пока решений нет, но много активности — много разных новостей по ссылке.
LNG Canada (Shell – основной акционер) начинает потихоньку достраивать свой завод (решение принято ещё в конце 2018 года, потом стройка приостанавливалась из-за коронавируса). Запуск завода может состояться только во второй половине 2025 года, т. е. строительство в сумме будет продолжаться семь лет, всё это конечно негативно повлияет на сроки возврата инвестиций.

Зелёный уголок. Россия и США в одной лодке.
В сфере водородной энергетики наиболее ярким событием стали инвестиции принадлежащего Б.Гейтсу фонда в калифорнийский стартап, занимающийся получение водорода путём пиролиза метана Событие скорее символическое, т. к. сумма совсем невелика — $11,5 млн. На получение именно такого водорода делает ставку и «Газпром».
Совпадение? Скорее, нет. Россия и США похожи тем, что в их энергобалансах значительную роль играет дешёвый природный газ собственной добычи. Если в США новая администрация всерьёз возьмётся за перевод пока в целом очень углеводородной экономики США на «зелёные рельсы», то чуть ли не единственным реалистичным решением станет массовое производство водорода пиролизом природного газа. В России есть актуальность и для внутреннего спроса: при введение трансграничных углеродных налогов экспортно-ориентированную продукцию возможно придётся производить с использованием такого, «бирюзового» водорода. https://gasandmoney.ru/glavnoe/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-8-po-14-fevralya/

По европейским газовым хранилищам. Запасы в ПХГ уже давно ниже, чем даже на окончание сезона (конец марта-начало апреля) в 2020 году, Сейчас же они примерно соответствуют запасам на конец отопительного сезона 2019 года. Но до этого ещё 1.5 месяца. Ситуация, очень похожая на текущую, была в 2018 году. Тогда запасы на середину февраля были на том же уровне, что и сейчас, и к 1 апреля удалось прийти с небольшими, но приемлемыми запасами. Но чтобы повторить график 2018 года, в какой-то момент нужно уменьшать объёмы отбора. Скорее всего, примерно так и получится. Сейчас отбирается примерно 1 млрд куб.м в день, и если такая скорость отбора сохранилась бы в течение 1.5 месяцев (понятно, что это маловероятное событие - т.к. текущие темпы обусловлены морозами), то к 1 апреля запасы газа в европейских ПХГ были бы близки к нулю.

Газпром в рамках программы газификации запустил сайт с подробными схемами газопроводов - https://gazprommap.ru/. Для примера - только небольшой кусок на юго-востоке Мос.области.

Неплохая "шпаргалка" по всем российским СПГ-проектам. Но есть несколько странностей. Сходу: мощность "Арктик СПГ2" указана 10,8, а не 19,8. Возможно опечатка, но сумма также посчитана неправильно. И Сахалин-2: написано 9,6, хотя там давно уже 10.8. "Печора СПГ" тоже уже не будет. Возможно, что-то ещё, как всегда, всё лучше проверять, если не для общей картины, а использовать далее. Взял с geoenergetics. ru, там перепечатка с oilcapital, но сама таблица лучше сделана. А первоисточник судя по всему конфа Argus и презентация АЦ ТЭК. #LNG

Обзор газового рынка, краткое содержание:
- цены в ЕС, АТР снижаются. Холода в ЕС ушли и даже ожидается рекордное тепло на наступившей неделе. В США — особый случай, но даже там цена Henry Hub, фьючерс с поставкой в следующем месяце вырос всего на 6%. Спотовые цены конечно бьют рекорды, особенно региональные ($999/млн БТЕ!). Что ещё в выпуске:
- немного разбора полётов и рассуждений об американских холодах;
- Австралия (крупнейший экспортёр СПГ) планирует импорт СПГ, дефицит газа на юге, а в будущем и на востоке страны. История обсуждается регулярно. Малайзия и Индонезия — два крупных экспортёра уже импортируют СПГ. Важно для понимания статистики, когда производство и чистый экспорт начинают расходиться.
- СПГ в Индии;
- новости водородной энергетики. Картинка — зависимость цены зелёного водорода от стоимости э/э, КИУМ.

Подробности, другие картинки (СПГ в Индии, загрузка генерации в Техасе) и 15 гиперссылок — по ссылке.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-15-po-21-fevralya/

Неплохая картинка по перспективам добычи газа в Китае, по типам запасов (сланцы, плотные породы, традиционный, метан угольных пластов, сумма). Как видно из рисунка, добыча по прогнозу скоро выйдет на стационар, а все перспективы роста (очень умеренного в сумме) связаны со сланцами, которые в Китае в среднем хуже, чем в США (скважины намного глубже, жидких фракций меньше) плюс рельеф местности.

Выводы же из этого можно сделать прямо противоположные. С одной стороны, с такой собственной добычей и смешной пока долей газа в энергобалансе, Китай является очень перспективным импортёром дополнительного газа и СПГ с практически неограниченным потенциалом (если оценивать замещение угля газом).

С другой стороны, если собственная добыча «на плато», то весь рост импорта неизбежно увеличивает % импортных поставок в суммарном потреблении (сейчас — 42%). До какой степени КНР готова идти на это? Альтернатива — постепенно замещать уголь на ВИЭ, без «переходного» топлива в виде газа. Рисунок: Reuters.

Очередной обзор газовых рынков, краткое содержание. Цены: в США снижаются и уже полное возвращение «доморозных» уровней (Henry Hub – $2.8/млн БТЕ). В ЕC и АТР — также падение до $5,6. В Европе — после морозов аномальное тепло. (на этой неделе уже т-ра нормализуется). В АТР ситуация похожа — т-ра выше типовой.
Техас постепенно приходит в себя после похолодания. Суммарные убытки оцениваются в $90 млрд, из них $35 млрд — прямой ущерб (например, лопнувшие трубы), остальное — ущерб от нарушения поставок. 90% потерь можно было бы избежать в случае дополнительных инвестиций всего лишь в несколько сотен миллионов за десятилетие.
Добыча газа в Техасе в пик морозов снижалась на 45%, с 21 до 12 млрд куб.ф в сутки. Но с потеплением добыча газа на удивление быстро восстановилась. Тогда как другие нефтегазовые объекты, такие как НПЗ или нефтехимические производства, ожидаемо перезапускаются намного медленней.

Российская повестка. «Новатэк» заключил долгосрочный контракт (на 15 лет) с китайской Shenergy Group на поставку свыше 3 млн т СПГ со строящегося «Арктик СПГ2». Условия подразумевают доставку до терминалов в Китае. Подписание такого договора можно было бы рассматривать как один из ответов компании в дискуссии о конкуренции российского СПГ и газа в Европе, но вот только контракт этот совсем маленький: 3 млн т за 15 лет соответствует всего чуть больше 200 тыс. тонн в год (весь Артик2 — это почти 20 млн т). Что ещё в номере:

Зачем Total продаёт ВИЭ, если делает на них ставку
Total объявила о продажи долей в своём портфеле ветровых и солнечных станций французским банкам. Зачем продавать? Ответ на этот вопрос содержится в комментарии вице-президента ВИЭ-подразделения компании: «Эти продажи являются реализацией бизнес-модели, которую мы определили для развития ВИЭ с целью достижения рентабельности капитала более 10%».
Проблема нефтегазовых компаний, «уходящих» в ВИЭ известна: рентабельность инвестиций в нефтегазовые проекты намного выше, чем в секторе ВИЭ, где она исчисляется однозначными числами. Вероятно, стратегия компании заключается в покупке «зелёных» проектов на ранней стадии, и частичная их продажа в дальнейшем исходя из более высокой оценки, таким образом можно увеличить конечную эффективность вложений.

«Газпром»: отказ от румынского маршрута
«Газпром» досрочно прекратил действие контракта с Румынией на транзит газа (завершение планировалось 31 декабря 2023 года). Причины понятны: работает «Турецкий поток», а Турция, Болгария, которые получали ранее газ по Трансбалканскому газопроводу переключились на новый маршрут
Хотя румынская сторона сообщает, что получила оставшиеся средства, вероятно, что «Газпром» всё же заплатил меньше, чем если бы контракт сохранился до 2023 года. Иначе какой смысл? Ведь «Газпром» во-первых, до некоторой степени теряет гибкость (например, не может осуществлять поставки во время плановых ремонтных работ на «Турецком потоке»). Во-вторых, сейчас освободившиеся трубы будут использоваться румынской стороной для бронирования на общих основаниях. Например, Украина может теперь импортировать газ «реверсом» и с южного направления. Любопытно, что сейчас Румыния импортирует российский газ по старому маршруту через Украину.

«Зелёный аммиак» - теперь и для удобрений
Развитие сектора ожидаемо выходит на следующий уровень — производство «зелёного аммиака» с дальнейшим использование в том числе, в качестве удобрений (сейчас в этот сегмент идёт и основной объём традиционного производства аммиака).
В Дании обсуждается строительство электролизёров мощностью в 1 ГВт для последующего производства зелёного аммиака (из азота и «зелёного водорода»). Напомним, обычно аммиака производится из азота и водорода, получаемого из природного газа. 1 ГВт электролизных мощностей при условии почти полной загрузки позволит получить 160 тыс. т водорода в год или свыше 900 тыс. т в год аммиака. То есть, объём мощностей проекта сопоставим с типовым традиционным аммиачным производством.
В 2.5 раза подробней — с картинками и гиперссылками — в тексте. https://gasandmoney.ru/tendenczii/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-22-po-28-fevralya/

Популярная в узких кругах картинка с ценами на газ по регионам по итогам месяца (в этот раз — по итогам февраля). Для перевода в $ за тыс. кубов нужно умножить на 35.8. Сейчас разница между спотовыми (JKM) и «нефтяными» ценами в Азии невелика, но обычно самое интересное — как раз это различие. Что же интересного в этот раз? Цены в США, Henry Hub. Которые выше $5/млн БТЕ, хотя обычно котировки на уровне 2,5-3. Понятно, что следствие морозов, которые и повлияли на цены. Вот только цена фьючерсного контракта на Henry Hub даже в пик морозов не достигала отметки в 5. Напротив, спотовые цены — находились на уровне $20. Усреднение $20 в морозные дни с обычной ценой спота в 2,5-3 и дало средние по месяцу $5+. Значит — на картинке спот-цена. Если б не эта история, продолжал бы думать, что на картинке цена фьючерсного контракта, как наиболее репрезентативного индикатора. Всё это ещё одна иллюстрация того факта, что газовых цен много, остерегайтесь подделок манипуляций. Источник: europeangashub по данным Greg Molnar.