ПАВЕЛ ПУХОВ
Пока некоторые отдельные страны вне участников сделки ОПЕК+ в очередной раз будут демонстрировать добычные рекорды в этом году, в РФ с добычей нефти в перспективе пяти лет все выглядит слегка туманно. Попались тут на глаза некоторые цифры по итогам проводимой инвентаризации запасов нефти, мне кажется, крайне показательно, что:
1) В период с 2016 по 2019 год существенно возросли средние удельные затраты на строительство скважин (+15%), капитальные вложения в промысловое обустройство (+20%). Иными словами, скважины стали более горизонтальными (их доля выросла), а месторождения - более отдаленными.
2) При этом за последние 10 лет во всей Западной Сибири стартовый дебит новых скважин сократился на 34%, обводненность выросла на 50%, все это при увеличении доли горизонтальных скважин в общем фонде с 11% до 30%. Другими словами, ресурсная база неуклонно становится хуже, и это вполне себе естественно.
3) Стабилизировать добычу нефти в ХМАО (крупнейший регион) в последние несколько лет удалось только благодаря рекордным объемам бурения, то есть рекордного капекса (до 70% капитальных затрат - это бурение). К тому же месторождения становятся все меньше и сложнее, это может вести к увеличению числа ошибок и может потребовать больше бурения. Иными словами, давно известный факт, что проще разрабатывать одно большое месторождение, чем несколько небольших, даже при равных запасах по нефти в сумме.
4) Из 15 млрд тонн рентабельно извлекаемых запасов нефти на государственном балансе почти две трети - это трудноизвлекаемые запасы того или иного вида. Только 65% от текущих технологически извлекаемых запасов нефти признаны рентабельными. То есть при фиксированных налоговых изъятиях треть запасов останется в земле навсегда. Это давно известный факт, что по международной классификации запасов у нас всегда было меньше, чем по официальным данным.
5) Система налогового изъятия в сегменте апстрим пока особо не хочет упрощаться, подстраиваться под нужды недропользователей и т.д. Нефтяники с завидной регулярностью жалуются на создаваемые ею дисбалансы.
6) Так как в среднем добыча нефти постоянно усложняется, возникает необходимость использования новых технологических решений, что в свою очередь приводит к удорожанию работ, может и не общему, но по крайней мере удельно точно. Это все происходит на фоне того, что во всем мире добычные издержки или снижаются, или же находятся под жестким контролем вследствие ряда факторов, таких как дефляция, жесткая конкуренция и черри-пикинг.

Несмотря на то, что все вышесказанное звучит в целом не сильно привлекательно, каких-либо концептуально непреодолимых препятствий перед отраслью среднесрочно оно не ставит. Правда тут обходятся стороной некоторые тонкие моменты с достоверностью озвученной ресурсной базы, но не суть. Ключевым управляющим параметров является своевременное позитивное регулирование налоговой системы, относительно которого в настоящий момент существует много вопросов. Помимо вышесказанного, свободными краткосрочными мощностями для роста производства обладает буквально пара-тройка компаний. Если цена на нефть под воздействием внешних факторов завалится надолго, вот тогда точно возникнут большие проблемы. Ведь вариантов реакции не так много, надо либо чтобы рубль резко ослаб, либо же в рамках ОПЕК+ резать добычу куда больше и прямо надолго, что, как видим, далеко не всегда получается выполнить оперативно и согласованно.

ВОДОРОДНЫЙ РЫНОК: КАМО ГРЯДЕШИ?

Саммари о состоянии и перспективах производства и и потребления водорода с министерского водородного круглого стола на Ассамблее IRENA, прошедшей в Абу-Даби 11 января этого года. Очень коротко и четко обо всех основных темах.

http://amp.gs/J8PM

Статистика развития ветроэнергетики в Европе в 2019 году:
https://renen.ru/vetroenergetika-evropy-v-2019-godu-itogi/

#нефть#водород#Канада#

Канадцы придумали сжигать битумную тяжёлую нефть и получать из неё водород. Прямо под землёй. Дёшево и в самом популярном тренде нулевых выбросов. Технология, честно говоря, спорная с точки зрения пожарной безопасности. Но, с другой стороны, если нефть не хотят покупать для генерации и ДВС, а хотят использовать водород, то это отличный способ вписаться в доходный бизнес. Первый уже пошёл...

https://teplokarta.ru/revolyuczionnaya-dobyicha-vodoroda-za-schet-podzemnyix-pozharov

ПАВЕЛ ПУХОВ

Про газовый рынок написано очень много всего и не раз, но рекордный обвал цен из-за глобального переизбытка и теплой зимы - это прямо очень показательная история. Газовый рынок в целом нельзя назвать явно спекулятивным, он скорее фундаментален. Появление возможности по перемещению больших порций газа в виде СПГ и формирование связанного общемирового рынка - события относительно недавние. В результате глобальный рынок газа стал крайне конкурентным. Основная идея массового экспорта природного газа из США была в сближении внутренних цен с общемировыми. По итогам оно так и случилось, только пока что на уровне “рухнувшие американские цены + издержки на сжижение и доставку”. Стоит отметить, что никакого механизма регулирования этого рынка по факту нет, кроме невидимой руки, постепенно расставляющей все по своим местам. Основных производителей газа мало что связывает, отсутствуют явные стимулы, способные сподвигнуть к активному коалиционному взаимодействую. В итоге произошла классическая ситуация с явным переизбытком товара, когда десятки ранее принятых инвестрешений по СПГ-проектам в сумме складываются в превышение над спросом. Но при этом каждый отдельный проект рисует столбики, уходящие в небо, и персональное светлое будущее на основе кривых ценовых прогнозов. За счет очень долгого жизненного цикла проектов и огромных капексов, необходимых апфронт, останавливать производство никто не хочет (это вдобавок снижает удельную эффективность), хотя, в теории, это должны делать наименее эффективные производители. Вероятно, для этого необходимы низкие цены на определенный период, от квартала.
В Китае, где рос невиданными темпами огромный внутренний рынок потребления газа, за прошлый год произошел рекордный прирост в 9,8% по собственной добыче (в том числе местного сланцевого газа). А на фоне ситуации с эпидемией потребление газа уже показало первое снижение за два года. Рынок СПГ достаточно эффективный, поэтому когда азиатская премия практически обнулилась, это побудило участников рынка к перенаправлению объемов на балансирующий рынок в Европу, что и привело к обвалу цен. При этом национальное достояние, будучи обладателем максимального запаса прочности, уже по некоторым расчетам дожило до того, что на внутренний рынок поставлять газ выгоднее. А недавнее раскрытие информации по объемам нефтяной индексации газового экспорта (около трети) так и вовсе демонстрирует весь спектр рисков для финансового результата по году, при условии пролонгированных низких цен. Последнее вполне вероятно, если спрос в Азии к лету восстановится слабее прогнозов (европейский рынок балансирующий, и на него вновь пойдет переизбыток). Таким образом, стратегия защиты доли рынка в итоге приводит к еще большему падению спотовых цен. При текущей, относительно высокой, стоимости барреля нефти разрыв между контрактными ценами и спотом достиг трехзначных в % значений. Причем пострадавшей стороной, судя по динамике акций и отчетности, уже выступили мейджоры, ведь у многих очень высокая экспозиция на добычу газа. А кто-то и вовсе прикупил сланцевых газодобытчиков по хаям и вынужден был списывать это дело. С одной стороны, кажется ну вот же, налетай, подешевело, низкие цены обязаны стимулировать повышенное использование газа в жилом и коммерческом секторах, но похоже для этого опять же просто-напросто должно пройти чуть больше времени. В тех же штатах супердешевый газ пока только окончательно добил уголь. Базовая фундаментальная динамика чего бы то ни было в данном секторе очень плавная, проекты реализуются годами, при этом особенно долго - инфраструктурные. На фоне всего вышесказанного никакого существенного улучшения ценовой конъюнктуры среднесрочно, как по мне, особо ждать не приходится.

Заглядывая на год вперёд. Любопытно, что в качестве сроков запуска "Северного потока-2" официальные лица последнее время называют "конец 2020 - начало 2021 годов". Известно, что уже в 2021 году объём транзита через Украину "качай-или-плати" снижается с 65 до 40 млрд, за дополнительные объёмы цена выше. Да и зачем переплачивать, логично успеть запустить к тому времени свою трубу. Будет она запущена к тому времени или нет (думаю будет), сейчас не так важно, важно, что для фин.результатов "Газпрома" желательно начать прокачку по СП-2 до конца текущего года. И в рамках словесных интервенций именно это логично сообщать внешним наблюдателем. Причиной неожиданных прогнозов запуска в начале 2021 года, подозреваю, может быть следующая: здесь намёк на то, что если запуск "СП-2" будет только в первом квартале 2021 года, то всё равно качать свыше оплаченных 40 млрд через Украину "Газпром" не захочет. А значит, можно ждать лёгкий дефицит следующей зимой (не верю, что все зимы теперь будут такими тёплыми), так что не ленитесь, дорогие европейцы, ещё раз заполнить свои хранилища на 100%. Всё это хоть какая-то поддержка ценам и спросу.

Сам "Газпром" наверняка сделает именно это, ещё раз заполнит "свои" объёмы в евопейских ПХГ по максимуму этим летом. Всё ж таки, во-первых, таким образом ему удаётся зачесть такой газ в экспорт текущего года. Во-вторых, если следующей зимой действительно придётся чуть подождать запуска СП-2 и не наращивать транзит через Украину свыше 40, то нужно обеспечивать и обязательства по контрактам. Вопрос дефицита нескольких миллиардов кубометров в первом квартале легко решается через отгрузку этих запасов из европейских хранилищ.

Электроэнергетика Индии. Статистика.
В 2019 году в Индии упала выработка и угольных, и газовых электростанций, а доля солнечных и ветровых электростанций увеличилась до 8,8%.
https://renen.ru/vyrabotka-ugolnyh-elektrostantsij-indii-v-2019-godu-upala-vpervye-za-desyat-let/

Написал немного про водородную энергетику. Как можно заметить из ряда публикаций, сейчас разгорается "битва" между "голубым" (паровая конверсия метана + CSS) и "зелёным" (электролиз воды) водородом. Но очевидно, что основной интерес Европы именно в "зелёном" водороде, точнее решения проблемы накопления энергии ВИЭ, что предполагается делать через водород. Поэтому "голубой" и остальные водороды (на начальном этапе, может быть, даже и "серый" допустят) - они для создания масштаба инфраструктуры и прочее-прочее. Впрочем, если "голубой" водород докажет свою конкурентоспособность - то почему бы и нет?

Проблема однако в том, что если говорить про генерацию, то и сейчас природный газ едва проходит по себестоимости (его плюс только в стабильности), если добавить к этому CCS (которые не взлетают уже много лет по всему миру), то какая цена будет? Разумеется, "зелёный" водород ещё дороже, но там задачи другие (накопитель для ВИЭ), и во многом политические - его себестоимость (точнее электроэнергии из него) нужно сравнивать уже скорее со стоимостью аккумуляторных систем. Где-то на том уровне оно и получается.

Остаюсь скептиком идеи решения непостоянства через зелёный водород, всё ж таки это очень дорого, и главное - огромные потери энергии ВИЭ (в лучшем случае 50%, но думаю по факту больше) при двойной конверсии. Плюс к тому, капексы электролизёров добавляют цену. Какая реальная цена - вопрос открытый, многое зависит от КИУМ электролизёра - так для нестабильной выработки нужен и запас по мощности электролизёров. Отчасти обратная ситуация с бекапом ТЭС.

А причём здесь Россия? "Газпром" уже не скрывает и прямо говорит в своей последней презентации, что в своих долгосрочных планах хочет поставлять на рынок водород, на первых порах в смеси с метаном. Но "серый" водород никто брать не будет, это очевидно, а "голубой" может оказаться слишком дорог, чтобы стать конкурентоспособным. И есть все основания предполагать, что "Газпром" надеется реализовать в промышленных масштабах вполне рабочую в лабораторных условиях технологию пиролиза -прямого разложения метана на углерод и водород. В таком случае, на выходе имеем нулевой выброс углекислоты и десятилетия спроса на газ без оглядки на климатическую повестку.

По большому счёту, у европейской энергосистемы есть два пути решения проблемы непостоянства ВИЭ 1) Ограниченные объёмы ВИЭ (чтобы на максимуме удовлетворять весь спрос) + газовая генерация для бэкапа провалов ВИЭ-выработки. 2) Избыточные объёмы ВИЭ + "зелёный" водород в качестве накопителя. Вторая история очевидно дороже, но приемлемей в контексте климатической повестки. На деле же, конечно, будет смесь этих подходов. Если удастся провернуть первый вариант на пиролизном водороде, то в выигрыше будут все. Ну а возможность подмешивания водорода в смеси с газом даёт возможности плавного перехода. В тексте - чуть подробней по фактологии, но чуть меньше по рассуждениям.
https://ria.ru/20200220/1564978405.html

Новый обзор рынка СПГ от Shell. В 2019 г. мировой спрос вырос на 12,5%, до 359 млн т. Большая часть роста пришлась на Европу благодаря переходу электрогенерации с угля на газ. В Азии рост спроса был более умеренным, чем в предыдущие два года. Причина – в теплой погоде и росте выработки на АЭС с Японии и Южной Корее.
В краткосрочной перспективе рост поставок замедлится по мере введения в эксплуатацию последних запланированных до 2021 г. проектов по сжижению.
Долгосрочный прогноз Shell предполагает удвоение спроса на СПГ до 700 млн т к 2040 г. Газ докажет свое преимущество как низкоуглеродное топливо.

Выступление представителя МЭА на конференции Argus по углю полностью подтвердило выводы, которые я озвучила на этом канале неделю назад по случаю ожидаемого 300-летия с начала добычи угля в России.

МЭА сегодня:
2019 год показал максимальный уровень падения угля в мире. Причины:
- снижение цен на газ;
- продолжающийся спад экономики во многих регионах;

Китай потребляет 50% угля в мире, из них 50% идёт на генерацию электроэнергии. Каждая четвёртая тонна добываемого угля в мире идёт на выработку энергии в Китае.

Спрос на уголь достиг плато. Короновирус повлияет на динамику потребления угля в Китае. (Добыча снизится на 15%. Спрос в генерации упадёт на 20% - Argus). Импорт снизится в целом. Прогноз: до 2025 года спрос будет расти, потом ситуация не ясна, ожидаем снижения.

МЭА приняло правило для прогнозов: если ВВП растёт темпами выше 3%, объём угля растёт, если ниже 3%, падает. Пока должен расти.

Россия наращивает свою долю в Китае. И имеет хорошие шансы выиграть у австралийцев как по цене, так и по более короткому транспортному плечу, которое позволяет быть изобильными.

https://yangx.top/Coala_russia/878

МЭА: В Индии спрос в генерации на уголь растёт. Но рост происходит за счёт коксующегося угля для металлургии. Мощности ВИЭ растут быстрыми темпами.

Следует обратить внимание на Индонезию, Вьетнам, Таиланд, Филиппины. Эти страны демонстрируют высокие темпы роста экономики, строят большие мощности угольной генерации. Эти рынки потенциально привлекательны для поставщиков угля.

В США борются разные инициативы. Потребление угля не растёт. Газа огромное количество. ВИЭ растёт. Поэтому не ясны источники роста спроса на уголь.

Европа - цены газа продемонстрировали рекордно низкие уровни. Многие страны отказались от угля в перспективе 20 лет.

Основной поток угля идёт в Азию.

Способы выживания угольного бизнеса:
- введение CCS технологий на всех генерирующих станциях.
- переход на несколько видов генерации.
- большая доля старых генерирующих мощностей должна быть закрыта в ближайшее время. Нужен более высоко калорийный уголь.

Представитель Total Пабло Бокье, представившийся независимым экспертом, на угольной конференции Argus в Москве: "Нефтяники тратят миллиарды долларов по всему миру на ВИЭ, потому что они хотят продолжать добывать нефть".
- против Total во Франции начато уголовное дело за отсутсвие экологических мероприятий, направленных на борьбу с изменением климата.
- крупные инвестиционные (пенсионные) фонды выводят свои вложения из нефтегазовых проектов.
Предложения изложены на слайде.

ДОМАШНЕЕ ЧТЕНИЕ📚

Перед выходными - обновленная версия списка рекомендованных книг по энергетике от John Kemp.

http://amp.gs/JlVA

Как Германия будет переходить к углеродно-нейтральной экономике? Сценарии. Перспективы импорта энергоносителей, в том числе СО2-нейтральных.
https://renen.ru/stsenarii-perehoda-k-klimaticheski-nejtralnoj-ekonomike-germanii/

Похоже, пик добычи газа и экспорта СПГ в США - еще впереди.

Для России это очень важно с той точки зрения, что заменить российскую нефть - вполне возможно, а вот российский газ - сложно, так как помимо объемов СПГ имеет значение и наличие трубопроводов - интерконнекторов. Их сеть пока недостаточна для поставки альтернативы российскому газу в целый ряд стран.

P.S. Однако, строительство интерконнекторов - вовсю идет. И один из самых интересных - Свиноуйсьце (Польша, терминал СПГ) - Вельке-Капушаны (Словакия, точка входа в ЕС транзитного трубопровода из бывшего СССР).

Этот интерконнектор интересен тем, что он позволяет подать СПГ в давно существующую систему трубопроводов. Это позволит, в случае необходимости, легко заменить российский газ СПГ без изменения старых маршрутов поставки. Когда он будет готов - риски ужесточения антироссийских санкций сильно вырастут...

#газ

#ЕС

#Россия

#санкции

https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=42875

Итоги развития офшорной ветроэнергетики в мире в 2019 году:
https://renen.ru/ofshornaya-vetroenergetika-v-mire-v-2019-godu-pribavila-5-2-gvt-rekordnyj-rost/

Написал небольшой апдейт про ситуацию на рынке СПГ. Последние наиболее хайповые новости - о том, что испанская Naturgy (бывшая Gas Natural) отказалась от двух грузов американского СПГ - конечно, тоже поставил. Но честно говоря, то, что мировые цены на СПГ на пределе покрывают даже операционные расходы при производстве СПГ из американского газа, было понятно достаточно давно. Особенно сейчас, когда цены Henry Hub из-за прогнозов похолодания оттолкнулись от дна в $1.8 за млн БТЕ и движутся в сторону $2. Расчёт прост. Добавляем к этой цене 15% (операционные расходы на сжижение) и 1 доллар доставки до Европы. Получаем $3,3/млн БТЕ операционной себестоимости, а цены в Европе сейчас на уровне $3. (В АТР цены такие же, но доставка дороже). Не забываем, что в любом случае импортёры ам.СПГ платят фиксированную стоимость сжижения 2,25-3,5 доллара (для Natutgy - цена 2,5), вне зависимости от того, покупают ли они СПГ или нет. То есть полная себестоимость уже давно убыточная по отношению к цене реализации по спотовым ценам.

Гораздо любопытнее на мой взгляд, всё же обсуждать перспективы. И тут, в первой половине 2020-х можно будет ожидать передышку в постоянном "избытке" и выправление цен. Заводы строятся 4-5 лет, инерция здесь велика, и так же, как массированные инвестиции в 11-15 годах обеспечили текущий избыток, так и недоинвестирование в 16-18 годах приводит к минимуму запусков новых заводов в 2021-2024 годах и выправлению текущих дисбалансов. Но уже в 2025 году сразу резко нарастят выпуск заводы соответствующие рекордным инвестрешениям прошлого года. Сейчас желательно всем участникам рынка сделать перерыв, чтобы размазать новое предложение более ровным слоем на 2ую половину 2020-х годов и не допустить нового сверх избытка в 2025-2026 годах. Поэтому очень позитивно выглядят недавние новости о том, что Катар задерживает выбор западных партнёров в своих новых проектах, а значит, откладываются и инвестрешения. Объёмы расширения там приличные. Из крупных объёмов остаются также США, мотивация усилить экспорт, чтобы связать избыток газа на рынке есть (парадоксально, но через 4 года, когда завод построят, избыток исчезнет по другим причинам), поэтому будем наблюдать. Подробнее - в тексте.
https://ria.ru/20200223/1565096137.html

Офшорная ветроэнергетика способна полностью и экономически эффективно обеспечить электроэнергией восточные прибрежные провинции Китая, в которых сосредоточена основная экономическая активность и проживает большинство населения - исследование.
https://renen.ru/ofshornaya-vetroenergetika-mozhet-prakticheski-polnostyu-obespechit-kitaj-elektroenergiej/

#обзор рынка#Турция#

Публикую последний обзор из подготовленных и опубликованных ранее в отраслевых журналах. На этот раз - исследование рынка Турции. Рынок любопытен тем, что не похож на европейские рынки.