(продолжение) Но главное для рынка СПГ - что будет дальше. Пока в этом году нет ни одного инвестрешения по новым заводам, такого не было 20 лет. Причины понятны: нефтегаз сильно потерял в доходах и сокращает инвестиции. Но развитие рынка СПГ имеет свои особенности. В чём они?

С одной стороны, мы видим и текущий избыток газа, а также острую конкуренцию в будущем (Катар, США, Россия, Восточная Африка), все это не способствует высоким ценам и не посылает достаточных рыночных сигналов для инвестиций в новые проекты. Одновременно рынок считается перспективным (спрос на газ будет расти во всех, даже самых зеленых, сценариях). Одним из драйверов развития рынка стало участие нефтегазовых ТНК, которые постепенно начали переходить от "уходящей" нефти к перспективному СПГ.
Как результат — при дорогой нефти (как тогда казалось, надолго) нефтегазовые компании могли вкладывать в перспективный сжиженный газ из общей корзины доходов. Либо прямо через непосредственные инвестиции в заводы, либо косвенно, через покупку в свой портфель СПГ по долгосрочным контрактам, что давало возможность получить кредиты на постройку заводов остальным, относительно небольшим, участникам рынка СПГ.

Сейчас же, с падением нефтяных котировок, нефтяным ТНК не до этого. Плюс к тому некоторые из них нервничают и объявляют о резком "позеленении" своих инвестиционных планов. В свою очередь, у нефтяных гигантов, которые хотят оставаться приверженными ископаемому топливу, также тяжелая ситуация. Это видно на примере компании ExxonMobil.
У этой компании были в планах два главных и крупных СПГ-проекта: это Golden Pass LNG в США (совместно с Qatar Petroleum) и Rovuma LNG в Мозамбике. Оба они сейчас отложены в долгий ящик, принятие решений по американскому заводу задерживается как минимум на год, по Мозамбику — до 2023 года. Планы по расширению действующего завода в Папуа-Новой Гвинее также сдвигаются.
Остальные американские заводы, разумеется, также не торопятся принимать новые решения, ведь прогарантировать строительство долгосрочными контрактами на продажу СПГ сейчас затруднительно. Буксует ситуация и в Восточной Африке в целом. Об отсрочках в проекте Exxon уже было сказано. А вот СПГ-проекту Mozambique LNG (под контролем Total), регулярно мешают действующие в регионе группы экстремистов, что ставит под вопрос достройку его в срок. Про планы заводов в Танзании последнее время вообще почти не вспоминают.
Из этого всего можно было бы сделать вывод, что в среднесрочной перспективе мы увидим и дефицит предложения. Так бы оно и было, если бы не планы Катара по сразу нескольким новым заводам. Официального инвестрешения еще нет, но предварительные работы активно ведутся. А низкая себестоимость СПГ позволит Катару строить с минимальной оглядкой на цены.

Наконец, еще один фактор неопределенности: механизмы ценообразования. Несмотря на развитие спотового рынка, до последнего времени ценовая привязка к нефти позволяла производителям СПГ гарантировать окупаемость. При этом на фоне дорогой нефти и растущей конкуренции в СПГ коэффициент этой привязки последние годы в новых контрактах все снижался и снижался. Сейчас нефть подешевела, но маловероятно, что покупатели захотят возвращаться к старым, высоким коэффициентам. А при нефти по $45 и типовом в последнее время коэффициенте привязки в 0,11, СПГ будет стоить всего около $5 за млн БТЕ, или около 180 долларов за тысячу кубометров. А покупателей при этом все больше интересует газ по спотовым ценам.
Напомним также, что развивающиеся страны АТР способны "переварить" большие объемы газа (с чем и связаны прогнозы удвоения рынка СПГ за 15 лет), но только по низким ценам, максимум на уровне $200 за тыс. кубометров, а лучше меньше.
Все эти факторы приводят к неопределенностям и некоторой парадоксальности развития рынка. Природный газ в целом и СПГ в частности остаются очень перспективным топливом, но на высококонкурентном рынке, спрос на котором, в свою очередь, будет уверенно расти только при достаточно низких ценах.
https://ria.ru/20200920/gaz-1577479705.html

Рисунок: котировки BP за год, источник Yahoo Finance.

Котировки акций BP упали до 25-летних минимумов и соответственно даже ниже ковидных уровней марта. Некоторые наблюдатели связывают это с разочарованием от недавно опубликованной новой стратегии, где идёт отказ от нефтегаза (-40% к 2030г.) и "позеленение". Доходность инвестиций в ВИЭ исторически ниже нефтяных, так что реакция казалось бы понятна. Но едва ли в текущем падении виновата только стратегия - такая картина почти по всем нефтяникам.
К примеру, цены акций ExxonMobil также вплотную приблизились к ковидным минимумам марта, а тогда ситуация была несколько иной (отрицательная нефть, полная неопределённость ит.п.). Что это - ожидание слишком долгого восстановления, и нефти по 40, скажем в течение ещё года-полутора? Или опасение быстрого энергоперехода/дань моде на отказ от нефти? Chevron выглядит чуть уверенней, но тенденция та же.

Котировки российских компании ведут себя немногим лучше. Тут правда дело в первую очередь в новых налоговых инициативах, которые, конечно выглядят странными на фоне того, что сектор и так главный пострадавший в этот кризис. Видимо решено, что раз новая добыча на фоне ОПЕК+, и, соответственно инвестиции пока не нужны, то, можно ещё что-то взять у нефтяников. А что инвестцикл длинный, да и смена правил не способствует новым инвестициям даже при восстановлении рынка: ну потом разберёмся. Заберут прилично (пишут, что больше всех пострадает "Татнефть", "Газпром нефть", "Лукойл"), хотя точные цифры пока неизвестны. Но "Татнефть" уже анонсировала, что новые налоги оцениваются 80 млрд руб. При том, что в очень благополучном прошлом году вся прибыль была около 190 млрд. Комментарии, как говорится, излишни. В результате из российской нефтянки бодрячком только "Роснефть", которая (сюрприз) отбилась от ужесточения налогообложения, плюс к тому проводит выкуп акций.

Написал на вечную тему "российский газ vs СПГ из США". Инфоповод понятный: сообщения в СМИ, что в случае отказа от "Северного потока-2" (СП-2) Европа будет много переплачивать за СПГ из США. В свою очередь, критики смеются: вот же американский СПГ продаётся в Европе как и прочий газ по биржевым (а сейчас вообще сверхнизким) ценам. Где же правда? Жизнь, как всегда, сложнее простых схем.
Сначала самое простое. СП-2 всё же по большому счёту строится на замену украинскому транзиту. Поэтому для того, чтобы американский СПГ вытеснил российский газ нужно 2 условия: не только недостройка СП-2, но и прекращение укр.транзита (неважно по каким причинам: старая труба, запретительный тариф ит.п.). Напомню, что в любом случае у "Газпрома" на 4 года гарантированный договор на прокачку 40 млрд куб.м в год. Т.е. СП-2 можно неспешно строить всё это время без особых финансовых потерь.
Идём дальше. Допустим "СП-2" и укр.транзита нет. Почему это должно помочь именно американскому СПГ? В общем случае, конечно нет. Но удаление с рынка 50 млрд в год в любом случае поддержит цены на глобальном рынке и тем самым повысит рентабельность продаж СПГ из США.

Главное же в другом. Штатам по большому счёту не нужно как-то поддерживать текущее производство СПГ, т.к. гарантированную плату за сжижение американские владельцы заводов в любом случае получат, а страдают трейдеры (и импортёры).
Но вот именно из-за убытков по старым контрактам, новых покупателей будет очень сложно уговорить на аналогичные договора ("сжижай-или-плати") на новые проекты, которых не мало.
Действительно, предыдущие договора заключались при дорогой нефти и дорогом СПГ на спотовом рынке, тогда ам. СПГ был выгоден. Сейчас всё наоборот. Здесь бы и помогло принуждение европейского рынка к новому СПГ из США.
Если "откусить" эти 50 млрд от российских поставок в будущем и заставить ЕС подписать гарантированные контракты на ам.СПГ, то можно решить вопрос с окупаемостью "второй волны" американских заводов СПГ. Но заставить тоже непросто. Поэтому сейчас и идёт торг: терминалы СПГ в Германии (скажем на 20 млрд куб.м.) в обмен на разрешение строительства СП-2.
Существенный момент: транзитный договор с Украиной заканчивается через 4 года и примерно столько же строятся новые заводы СПГ.

И последнее. А что по ценам? Дешевый американский (и весь остальной) СПГ, который мы видим в Европе сейчас, - это следствие избытка газа на рынке: трейдеры его продают, чтобы хоть частично компенсировать убытки по контрактам на закупку американского СПГ. Но при восстановлении цен эти объёмы при первой возможности уйдут на более прибыльные рынки.
Для будущих гарантированных поставок, нужно сравнивать полную цену ам.СПГ по долгосрочному контракту с биржевыми ценами на газ в ЕС (т.к. Газпром уже продаёт большую часть по ценам европейских бирж). После восстановления к норме здесь следует ожидать стоимости в $200 за тыс. кубометров или чуть меньше. Цены на ам.СПГ (с гарантированной поставкой) будут зависеть от внутренних цен на газ в США (это основной фактор неопределённости), но здесь речь о диапазоне 220-270 долларов за тыс.кубов. Таким образом, всё-таки переплата за ам.СПГ, конечно будет, но не в разы. Но заключая долгосрочные контракты на поставку СПГ из США, Европа берет на себя весь риск, связанный с внутренними ценами на газ в США. Подробней - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200926/gaz-1577782842.html

Написал простенький апдейт по нефтегазохимическим темам за последние пару месяцев. (подробней - весной-летом была серия заметок). Итак, закон об обратном акцизе (подразумевает субсидии за переработку этана и СУГ в полимеры) уже в Госдуме. Компании долго ждали этого закона, чтобы начать строить свои заводы. И теперь, не дожидаясь формальностей, стройки начались. Основных проектов здесь три. Это "Амурский ГХК" (туда пойдут жирные фракции газа "Силы Сибири") компании "Сибур". Это завод полимеров "Иркутской нефтяной компании". А также "Балтийский ГХК".

Только по последнему проекту нет сообщения о начале стройки, но здесь стало известно, по какой цене "Газпром" будет отдавать жирный газ на переработку. Напомним, что структура там следующая - "Газпром" (владелец газа) будет продавать газ комплексу "газопереработка + СПГ" (владелец "Русхимальянс", это СП "Газпрома" и "Русгаздобычи"), там будут выделяться жирные фракции, часть газа уйдёт на СПГ, а частично сухой газ вернут "Газпрому". Так вот, жирный газ будет переходить "Русхимальянсу" по регулируемой цене для Ленинградской области. Это означает, что всю возможную прибыль (впрочем и риски) от реализации ценных тяжёлых фракций (и СПГ) по мировым ценам "Газпром" разделит в рамках СП. А вот по какой цене этан и СУГи будут переходить от ГПЗ к ГХК (его владелец на 100% "Русгаздобыча"), информации пока нет.

Одновременно, и нефтяные компании всё больше интересуются нефтехимией, иногда она интегрирована с классической нефтепереработкой. Таким является проект "Роснефти", которая вспомнила про "Восточную нефтехимическую компанию". Просят новых льгот, регуляторы считают - будет ли в этом смысл. Ведь в описанных выше проектах газохимии получаемые государством налоговые выплаты с лихвой должны компенсировать субсидии по обратному акцизу. В свою очередь, у "Татнефти" ещё год назад была принята обширная нефтехимическая программа на 600 млрд. Сейчас, с одной стороны больше налоги на добычу, что стимулирует нефтехимию. Но и свободных денег стало меньше.

Следует также отметить, что полимерами (хотя их больше всего и они - "понятней" всего) дело не ограничивается. Сразу 2 компании планируют наладить выпуска малеинового ангидрида, который используется как промежуточный продукт для синтеза полиэфирных смол, активно применяемых в строительстве и промышленности. У "Сибура" будет производство на 45 тыс. тонн уже в 2021 году, у "Татнефти" - на 50 тыс. несколько позже. Сейчас в РФ производства нет, а импорт (потребление) составляет 6 тыс. тонн. При мировом производстве - 2 млн тонн. Сильно есть куда расти. Этот сюжет подсвечивает ещё одну проблему. Да, мы почти решили проблему импорта по базовым, "простейшим" полимерам, и даже постепенно переходим к экспорту этой продукции (здесь высок вклад запускающегося сейчас "Запсибнефтехима"). Но по более сложным полимерам и продуктам нефтехимии (а значит и с более высокой добавленной стоимостью) мы остаёмся уверенными чистыми импортёрами.
Описанные выше крупные проекты по производству полиэтилена-полипропилена из этана и СУГ, вероятно, на ближайшее время и закроют экспортное направление, ведь там тоже не всё так просто, прогнозируется и избыток базовых полимеров на глобальном рынке. Сейчас же оправданно сместить фокус на импортозамещение более сложной продукции. Конечно, здесь остаются вопросы себестоимости, эффекта масштаба, экспортных возможностей, но это направление выглядит перспективней экстенсивного расширения "простого" экспорта. Чуть подробней - традиционно в тексте. https://ria.ru/20201004/neftegazokhimiya-1578149535.html #petrochem

Немного рассуждений о китайских планах по позеленению энергетики. Си Цзиньпин на Генассамблее обнародовал цели: пик выбросов 2030 год, полная декарбонизация - 2060 год. Конкретики пока нет, хотя Bloomberg со ссылкой на китайский институт опубликовал прикидки. К 2060 году угля почти не останется, кратно уменьшится нефть и газ, кратно увеличится ВИЭ. Резкий рост ВИЭ - после 2030 года. К 2060му доля "неископаемых" топлив превысит 80%, правда сюда входит и АЭС (они тоже вырастут в 5 раз), что сильно отличает китайское позеленение от европейского. Но всё равно ВИЭ будут преобладать.
Конечно, реальность будет отличаться, поэтому сейчас важнее обсудить причины тренда, и как он будет реализован. Общая картина китайского баланса известна. Преобладающая доля угля, объем потребления которого должен постепенно снижаться, растущий спрос в других секторах: нефть, газ, ВИЭ. Причем если в секторе возобновляемой энергетики Китай самостоятельно производит все оборудование, то по газу и особенно нефти - нарастающая зависимость от импорта.

В этих условиях увеличение доли ВИЭ, да еще и производимых собственными силами - решение понятное. Вопрос в деталях.
Во-первых, полная декарбонизация к 2060 году для страны с такой долей и абсолютными объемами (половина мирового потребления) угля - сложная задача. ЕС планирует полную декарбонизацию к 2050-му, и это рассматривается как серьезный вызов. В этом контексте всего десять дополнительных лет с китайской долей угля - задача ещё более сложная. Китай делает заявку быть "святее папы Римского" (то есть Европы) в этом вопросе.
Для примера: чтобы заменить весь уголь в КНР на газ нужно 2,5 трлн куб.м газа, что лишь на треть меньше всей нынешней газодобычи в мире. Но газовую индустрию проще масштабировать, чем ВИЭ.

Второе. Полная декарбонизация - вопрос далекой перспективы. Пока же Китай планирует продемонстрировать пик выбросов к 2030 году. А значит, с учетом роста ВВП, нужно снижать его углеродоемкость. И здесь можно идти двумя путями: заменяя уголь или на ВИЭ, или на ВИЭ+газ. Первый путь — дольше и сложнее. Второй путь приведет к росту зависимости от импорта газа.

Третье и главное. По мере роста доли ВИЭ появляются проблемы балансировки непостоянной энергии. Показывать "позеленение" на начальном этапе намного проще и, главное, сильно дешевле, чем в конце пути, когда нужно решать вопросы накопления электроэнергии. Накопление - это аккумуляторы и "зеленый" водород.

А действительность отличается от деклараций. Китай по-прежнему строит угольные ТЭС, "пик угля" всё не наступает, а страна уже столкнулась с проблемой задержек в выплатах субсидий на ВИЭ (долг - свыше $40 млрд, и ситуация ухудшается).

Итого. "Озеленение" китайской энергетики предполагает, по сути, два этапа. На первом Китай решает собственные задачи необходимости ухода от угля (в том числе и по соображениям "классической" экологии, не связанной с климатом), а развитие ВИЭ позволяет сопрягать этот процесс с минимизацией роста импорта энергоносителей. Но масштабы таковы, что и без газа не обойтись. Балансировать непостоянную энергию ВИЭ здесь легко с помощью традиционных ТЭС.
Гораздо важнее для декарбонизации (но сложнее и дороже) финальный этап, когда нужно отказаться от ТЭС и создавать системы накопления энергии. К этому приступает Европа. Но в Китае до этого еще далеко, и наблюдатели уже беспокоятся, что реальные инвестиции в эту сферу страна будет (если будет) проводить намного позже. Однако, заявляя сейчас о приверженности борьбе с изменением климата, КНР уже позиционирует себя в международных отношениях. На фоне торговых войн и обострения отношений с США Китай заинтересован в укреплении торговых связей с Европой, и здесь взятие на себя обязательств по климатической повестке - отличный ход.

Развилок на обсуждаемом пути очень много и роль газа в каждом варианте различна. Для нашей страны, где, кстати, на днях анонсированы планы по строительству еще двух новых газопроводов в Китай, все это актуализирует наблюдение за планами КНР. Подробности и гиперссылки - в тексте.
https://ria.ru/20201009/gigant-1578884724.html

Написал немного про раздельный сбор мусора+переработку пластиков. Сначала о собственных наблюдениях: пока раздельный сбор приживается плохо. Одна из причин понятна: многочисленные случаи, когда мусор из контейнеров для раздельного сбора в результате смешивался с прочим. Кроме того, принципиально изменился подход. Если раньше было три доп.контейнера "пластик-бумага-стекло", то сейчас новая официальная схема (описана на mos. ru) по принципу двух контейнеров "всё вторсырьё-несортируемые отходы". Из личных наблюдений, к прежней схеме интерес был выше. У нас никакого разделения в рамках системы двух контейнеров нет вообще. При этом, непонятно, работают хоть как-то старые три контейнера, которые остались. А ещё появилась уже третья система из двух цветных контейнеров "пластик-стекло" (к ней, кстати, судя по наблюдениям, доверия и интереса больше всего). В результате, в настоящее время одновременно существует три независимые системы раздельного сбора, и непонятно, что из этого честно работает. Особой мотивации на этом фоне, разумеется, нет.

Если перейти к пластикам, то система раздельного сбора подразумевает сортировку, где будут разделяться не только типы отходов, но и далее полимеры по типам, в т.ч и полиэтилен и другие фракции. Но доля вторичной переработки в полиэтилене и полипропилене ещё долго будет невысокой (меньше 10% от объёмов производства даже глобально): и разделять труднее, и есть продукция с длительным сроком применения. Поэтому пока основной интерес в переработке пластиков - это полиэтилентерефталат (ПЭТФ), т.е. бутылки для напитков.

Здесь в нашей стране уже перерабатывается свыше 20%, а, к примеру, в Японии, 85%. В ряде стран вторичный ПЭТ - полноценный участник рынка полимеров, иногда он бывает дороже первичного, ведь многие компании берут на себя обязательства по доли вторичного продукта в своих упаковках. Конечно, всё зависит от качества и чистоты продукта - наиболее ценен тот, что можно использовать даже для пищевых продуктов. Напротив, втор-ПЭТ полученный из смеси бутылок разных цветов, наименее ценен. Считается, что отрасль будет двигаться к бесцветному ПЭТ, где это возможно.

В нашей стране небольшие частные компании занимаются переработкой ПЭТ. Схема рентабельна. Первичный чистый ПЭТ стоит около 80 руб за килограмм, а готовое под переработку вторсырьё раза в три дешевле. Но с ним нужно поработать: отмыть, очистить от крышек и примесей, сформировать новые гранулы. Понятно, что здесь на первый план выходит чистоты сырья. При этом, сейчас (данные на 2017 год) до 50% сырья поступает путём ручного сбора с полигонов ТБО! Очень актуально разделение на ранних уровнях работы с отходами. Обычно используется простой способ механической переработки. А есть ещё химический способ переработки, когда полимер расщепляется и "пересобирается" заново. Подобный проект реализует "Сибур" в Башкортостане, в нём 34 тыс. тонн вторичного ПЭТ ежегодно будет вовлекаться в производство первичного продукта.

Этот пример иллюстрирует тенденцию, когда нефтехимические компании начинают заниматься и переработкой, в чём-то подобно тому, как нефтегазовые компании начинают инвестировать в ВИЭ. В обоих случаях один из драйверов - это развитие экологической повестки. Но если в истории с вредом от выбросов углекислоты сохраняются различные мнения, то с мусорной проблематикой двух мнений быть не может: проблема очевидно существует. Даже если все случаи последующего смешивания раздельно собранных отходов в прошлом, необходима активная информационная поддержка, вплоть до репортажей с маршрутами движения грузовиков с отходами. Доверие и интерес к раздельному сбору остается невысоким, и жителей не так просто мотивировать к сбору без полной уверенности, что это не пустая работа. Подробней - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20201018/plastik-1580261886.html

Небольшой обзор по американским нефтяным делам. (Правда, по техническим причинам задержалась публикация, поэтому чуть устарела недельная статистика, а Exxon успел объявить квартальный дивиденд - не увеличил, но и не уменьшил. Но общая идея сохраняется). Итак, общая добыча (по еженедельным данным) на уровне 10-11 млн б/д (по сравнению с 13 млн на максимуме в марте)/ Буровые сложились с 682 в марте до 172 в августе (локальный минимум), сейчас немного восстанавливаются на уровень 200 с небольшим. Суммарная добыча в США падает не так резко: ведь не вся она пока сланцевая, плюс инерция, плюс переключение на самые лучшие участки.

И, конечно, фактор DUC (drilled but uncompleted) - пробуренные, но незаконченные скважины, где гидроразрыв ещё не проведён. О том, что они могут оказать поддержку добычи даже при обвальном падении бурения, говорилось много, но по факту, весь последний год они "не тратились", число их находилось примерно на одном уровне, сейчас их 7700, это прилично (по сравнению с 200 работающими буровыми), и в последнем обзоре DPR американское Минэнерго прямо говорит, что теперь они составляют резерв поддержания добычи на фоне малого числа работающих буровых установок. Кстати, на ноябрь этот обзор предполагает новое снижение сланцевой добычи нефти в США.

Словом, как обычно в сланцевых делах, масса неопределённостей, уважаемые организации показывают сильный разброс прогнозов: от роста суммарной добычи до 11,5-12 млн до падения к 10 млн б/д к середине 2021 года. Над этими оценками нависают известные финансовые трудности. Да, в целях экономии средств объёмы бурения сокращаются, но это означает и меньше добычи, меньший денежный поток для обслуживания долга.

Напомним, что ещё до кризиса два крупнейших американских нефтегазовых гиганта, ExxonMobil и Chevron, уже инвестировали в сланцевую добычу, и по сути, устроили негласное соревнование. В результате, сложилось мнение, что "в случае чего" долги или даже банкротства сланцевых добытчиков "выкупят" крупные компании.
Отчасти так и происходит. На днях ConocoPhillips объявил о покупке сланцевого добытчика Concho Resources за $9,7 млрд. Таким образом, ещё один американский нефтяной гигант усилил позиции в сланце. Правда, любопытно, что покупка эта не в денежной форме, а в форме обмена акциями.
Chevron купил Noble Energy. Devon Energy - WPX Energy, а Pioneer Natural Resources обсуждает поглощение Parsley Energy. Консолидация в секторе налицо. Компании ожидают выигрыш от экономии на масштабах, объединении близлежащих участков. И, конечно, поглощения со стороны крупнейших "мейджоров" позволяют отодвинуть на второй план проблему долговой нагрузки. Крупные компании могут и занять заметно дешевле для рефинансирования долга.

Всё примерно так, как и предполагалось, разве что кризис ускорил эти процессы. Но он привёл и к другому следствию. Финансовая устойчивость компаний, поглощающих сланцевиков, стала намного ниже. А значит, "переварить" проблемные компании без последствий будет сложнее.
По сути, крупнейшие ТНК хотели вытянуть сланцевую добычу своим масштабом и финансовой устойчивостью, теперь эта задача остаётся на повестке дня, но становится труднее. Вопросы финансовой дисциплины выходят на первый план, ожидать рост ради роста, как мы ещё недавно увидели в сланцевом секторе, не следует.
Добавим к этому и то, что "зелёная повестка" создала давление на все нефтегазовые компании, в том числе крупнейшие. Говорить о том, что банки не будут кредитовать нефтяников ни под какие ставки (как это уже наблюдалось ранее со стороны некоторых банков для угольного сектора), крайне преждевременно, но окажется неудивительным, если "климатическая повестка" в сумме с приобретениями сланцевиков увеличит стоимость нового долга и для крупнейших компаний.
Коллапса сланцевой отрасли ждать не следует, но можно ожидать, что новые владельцы будут ответственней подходить к окупаемости вложений. В два раза подробнее и с ссылками - в тексте.
https://ria.ru/20201030/neft-1582151292.html

Написал немного специализированную, отраслевую, колонку по американскому этану (сырьё для нефтегазохимии). Через экспорт эта история влияет и на мировой рынок, поэтому актуально и для нас на фоне того, что РФ начинает проекты газопереработки с выделением этана с последующим его превращением в полимеры.
Из текста можно узнать:
- почему производство этана в США имеет тенденцию к росту, хотя добыча нефти и газа падает (ведь этан есть побочный продукт этой добычи)
- что этан учитывают и в галлонах, и в баррелях, и млн БТЕ, и в тоннах, и как перевести одно в другое.
- немного другого интересного по теме "промежуточных" между газом и нефтью углеводородов. Подробности по ссылке.
https://rupec.ru/society/blogs/45566/

Пробую новый формат, еженедельный обзор газовых рынков. Конечно, новостей сейчас идёт очень много, поэтому выбор личный, в том числе по принципу, что можно сформировать в интересные группы. Сам формат еженедельного обзора спорный: слишком быстро всё меняется, новости принято обсуждать в тот же день. С другой стороны, сам читаю 2-3 недельных или даже месячных обзора, удачный способ посмотреть ещё раз на тенденции, проверить не упустил ли что. Сегодня в выпуске:

- газовые котировки: США, ЕС, АТР. Тут многое определяется погодой с началом отопительных сезонов. В США ещё на одну буровую на газ меньше по итогам недели.

- непрекращающиеся тяжбы между "Газпромом" и Польшей. Новый иск о пересмотре контракта (зачем? ведь через 2 года всё равно он заканчивается, а газ сейчас дёшев с любой привязкой. Может всё же заход к новому небольшому контракту с 2023 года?) + давление иска на 6.5 млрд по СП-2, "Газпром" на прошлой неделе обжаловал этот штраф;

- "Новатэк" - вырос на 15% за неделю, половина роста пришлась на тот день, когда Л.Михельсон прикупил себе ещё акций на локальном дне. "Новатэк" всё же получит шесть дополнительных газовозов из Кореи. Неплохая страховка на случай, если газовозы со "Звезды" придут с опозданием. Долгожданные новости о скором запуске "Ямал СПГ" Т4, теперь и об "Обском СПГ" можно подумать;

- в Австралии всё печально - Gorgon чинят вторую линию, а как запустят, будут по очереди проверять первую и третью. Prelude FLNG не работает с февраля. Всё это поддерживает цены на СПГ;

- в Северной Америке обещают всё же до конца года инвестрешение по небольшому заводу СПГ, правда он в Мексике, но газ будет американский. Но это мелочи на фоне того наезда, который пошёл на сланцевый газ по поводу выбросов метана. По этой причине Engie отказалась от контракта с NextDecade на покупку ам.СПГ, и уже пошли исследования c огромными объёмами эмиссии метана при добычи газа путём гидроразрыва пласта по сравнению с российской традиционной добычей и транспортировкой. Большой плюс для росс. поставок против ам.СПГ. Напомним, что парниковый эффект от метана кратно выше, чем от углекислого газа, поэтому даже небольшие утечки могут сильно повлиять на преимущества газа перед углём в контексте климатической повестки. Подробнее обо всём этом и со всеми гиперссылками - в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-2-po-8-noyabrya/

Ещё немного по водородной энергетике. Не буду повторяться с базовыми вещами, хотя в тексте об этом тоже немного есть. Взялись у нас за неё быстро, по крайней мере на словах. Руководство самого высокого уровня высказывается о необходимости развивать. Но вопросы всё же остаются, где наша ниша.

Если говорить о "зелёном водороде", то его использование внутри страны было бы странным, со столь низкой долей ВИЭ (ведь H2 её балансирует, а нам и балансировать ещё долго не нужно будет) и планами даже по снижению объёмов поддержки сектора ВИЭ. Непосредственно климатическая повестка у нас будет развиваться очень умеренно, как недавно было понятно из указа с троллинговым номером. Просто как данность, не обсуждая сейчас, хорошо это или плохо (есть очевидные плюсы: всё же на ноябрьские праздники Советская власть нам +10 градусов никогда не давала). Конкурировать по экспорту "зелёного водорода" с более солнечными странами мы едва ли сможем (климат, высокая стоимость капитала, небольшие масштабы внутреннего рынка как база). Значит, остаются "другие водороды".

"Жёлтый водород" - электролиз с помощью энергии АЭС, всегда считался на обочине столбовой водородной дороги, но у нас может и взлететь (при условии, если в мире к нему будет то же отношение, что и к "зелёному"). У "Росатома" большие машиностроительные компетенции, а с АЭС всё не так перспективно (особенно за рубежом), есть интерес переключиться на что-то ещё. Плюс возможная синергия в их ветряками. Есть планы по выработки H2 на недозагруженных АЭС, а вот электроэнергия с новых станций достаточно дорогая для перевода в водород. Но всё возможно: всё же здесь рублёвые расходы, валютная выручка и поддержка стратегического сектора.

Наверное можно ожидать каких-то сюжетов с рынком оборудования, для чего нужны и внутренние референсные проекты. Но внутри страны осмысленный спрос на водород возможен разве что в транспортном секторе, собственно этим разговорам уже десятилетия, и тут ничего плохо сказать нельзя, когда на выходе вода (очевидная польза даже не касаемо климат. повестки, а просто в контексте выхлопов).

Но основной акцент у нас пока всё же на экспорт водорода из метана."Серый" (конверсия метана) сразу закрываем. "Голубой" (конверсия+CCS, всё же не верю, сколько лет разговоры про улавливание и три с половиной проекта в мире). "Бирюзовый" (разложение метана на водород и углерод) - наш главный козырь.

И тут 2 проблемы. Первое спрос - Европа хочет на долгосрок именно "зелёный". Более того, пошли разговоры, что и "зелёный" в ЕС нужно вырабатывать самим, а импортный не нужен, слишком дорог транспорт. Это выглядит логично: с ростом доли ВИЭ нужно утилизировать избытки электроэнергии в периоды низкого спроса у себя.

Отдельная история - транспортные расходы. Водород по морю в будущем - это 2 доллара за килограмм даже в оптимистичном сценарии, очень дорого. Подмешивая в трубу с газом - дешевле, но всё равно в 4 раза дороже транспортировать, чем газ. Поэтому пиролизы метана ("бирюзовый" водород) хотят ставить ближе к месту потребления в Европе. Но если Европа не захочет такого водорода? Вполне возможно, что захочет Азия. Но тогда пиролизы тоже нужно ставить на месте, а транспортировать по старинке в СПГ. Получается, что танкерная перевозка водорода оправданна только для "зелёного водорода", а для "бирюзового" она вовсе не нужна.

Вопросов пока много: и экономика, но, главное, и гарантированный спрос на "наши" типы водорода. Руководство понять можно: с снижением валютных доходов от экспорта нефтегаза в будущем нужно уже сейчас думать, чем их замещать. Тем более, вроде бы новый сектор, куда можно успеть заскочить. Однако, наше конкурентное преимущество - в дешёвом нефтегазе, будет ли конкурентное преимущество в водородной энергетике? В конце концов, Россия не подписывалась снабжать энергией мир при любых раскладах, а ресурсы - организационные, технические, финансовые - небезграничны. С таким же успехом их можно пустить на другие сектора - и в экспорте, и в импортозамещении. https://rupec.ru/society/blogs/45611/

Очередной обзор газовых рынков за неделю. Краткое содержание:

- газ в США по 3, в Европе по 5, в Азии по 7 ($/млн БТЕ). Традиционно пугают дефицитом из-за отсутствия инвестрешений, но пока запас прочности со стороны предложения есть. Сжижение в Штатах выше докоронавирусных уровней: ведь за летний период сверхнизких цен было запущено несколько заводов, но тогда но на фоне провала спроса тогда эффекта от увеличения мощностей не было видно;

- "Газпром" перешёл в наступление в Европе: предложил Польше повысить цены, партнёры подали свои апелляции по польскому иску по СП-2, а болгарский участок "Балканского потока" достроили. Uniper свернул свой проект СПГ-терминала в Германии. Благостную картину портят угрозы новых санкций по СП-2 из США, но тут уж не привыкать;

- тем более, что газ реально нужен. Консалтинговая компания Rystad Energy, которую в предвзятости не обвинишь, опубликовала прогноз роста спроса на газ в Германии до 110 млрд к 2034 году и заявила СП-2, как самый надёжный и дешёвый маршрут. Причём, речь идёт только о спросе, нужно помнить, что собственная добыча ЕС будет падать, в т.ч. из-за закрытия месторождения Гронинген. В теории - водород, а на практике - Германия активно готовится к переходу с использования низкокалорийного газа Гронингена на высококалорийный (например, российский).

- в США заключили нано-контракт (26 судов за 4 года) с Китаем на продажу СПГ. После торговых споров и пошлин даже маленький позитив активно обсуждается. Но основная проблема для реализации (незаконтрактованного) ам. СПГ - экономика. Cheniere уже готова снизить плату за сжижения до $2/млн БТЕ, разумеется для новых продаж. Второй компонент себестоимости СПГ - внутренние цены на газ - вырос уже до $3/млн БТЕ. Некоторые причины обсуждаются в тексте. Вслед за сланцевой нефтянкой началась консолидация и в газовом сланцевом секторе США. Индия намекнула, что всё же не будет инвестировать в Driftwood LNG, хотя это достаточно предсказуемо.

Подробней об этих и других новостях, с 15+ гиперссылками - традиционно в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-9-po-15-noyabrya/

Написал обзор по нашим строящимся нефтегазохимическим проектам по получению полимеров из этана и СУГ. Их, как известно, три:
газ "Силы Сибири" - Амурский ГПЗ - Амурский ГХК; (Газпром->Сибур);
жирный газ Зап.Сибири - Балтийский (ГПЗ+СПГ) - Балтийский ХК; (Газпром->Русгаздобыча);
относительно двух других небольшой (650 тыс. тонн в год), но интегрированный (в том смысле, что сырьё и переделы не меняют владельца на каждой стадии передела) проект "Иркутской нефтяной компании" - "Иркутский завод полимеров".
Кое-что об этом ранее писал на РИА, на Рупек же достаточно много мелких деталей, поэтому не уверен будет ли интересно самому широкому кругу читателей. На что, тем не менее, хотелось бы обратить внимание.

1. Переработка СУГ (пропан-бутан) и соответственно получение полипропилена будет только на "Амурском ГХК". На Балтийском ХК предполагается только пиролиз этана, а СУГи, соответственно, уходят на экспорт.
2. Одна из интересных тем для наблюдения - по какой выделенной трубе жирный газ Западной Сибири будет достигать Ленинградской области. Ранее считалось, что "Газпром" в северном коридоре от Ухты должен будет построить ещё одну спец. трубу, до Ухты - выделят действующие газопроводы. Сейчас появились новости о масштабных кап.ремонтах трубопроводных систем. Полного понимания пока нет, особенно с учётом возможного перераспределения экспортных потоков между "Украиной-Польшей-СП-2".
3. Последние дни активно обсуждались планы по переносу ввода первой очереди Балтийского ГПЗ с 2023 на 2024 год (из квартальной отчётности). Но это скорее фиксирует очевидное - какой 2023й год?, когда на дворе конец 2020 года и очень умеренный прогресс по проекту.
Другие детали и подробности с массой гиперссылок - в тексте.
https://rupec.ru/society/blogs/45689/

Очередной обзор газовых рынков за неделю. Краткое содержание:
- цены на газ немного снижаются, несмотря на сезон. В США - погодный фактор, в мире - влияет рост экспортных отгрузок (в т.ч. из США). Число буровых на газ в США вновь выросло (на 3 единицы): ведь недавние цены в $3 уже не столь плохи для нового бурения, правда сейчас уже опять $2.6.

Пока СПГ-заводы в США очухиваются после недавнего провала загрузки до 50%, у нас по итогам 10 месяцев рост производства СПГ на 3,4% (г/г), при том, что новых заводов не запускалось. Разгадка проста: "Ямал СПГ" работает на 113% проектной мощности, а в прошлом году было 110%. (плюс к тому, в 2019 не на полную мощность работал небольшой "Криогаз-Высоцк"). Почему "Ямал СПГ" работал на 113%, когда в США был полный провал загрузки заводов, известно - операционные затраты (на сырьевой газ) у нас намного ниже.

Но эта ситуация не может не вызывать возражения "Газпрома", который ограничивал поставки в Европу, чтобы не обрушить цены (а мог бы и завалить газом до отрицательных цен). Пока СПГ не так много. Но если российская стратегия подразумевает выпуск 140 млн т СПГ, это соответствует объёму экспорта "Газпрома" в Европу. Начинаются новые обсуждения о конкуренции трубы и СПГ. Топ-менеджмент "Газпрома" уже пишет письма в Минэнерго.

Впрочем, в падении росс. экспорта во многом виноват "турецкий фактор". Тут мы видим подвижки - газа Турция стала отбирать больше ("нефтяные" контракты подешевели + отопительный сезон). Начались первые и пока символические продажи в Турцию на ЭТП "Газпрома" (читай, по ценам, близким к споту). Причины активизации ЭТП могут быть разные: запустился газопровод TAP (азербайджанский газ в Южную Европу). Напрямую на турецкий рынок это не влияет, но газа в регионе станет больше. В следующем году заканчиваются контракты с некоторыми турецкими импортёрами - нужно договариваться.

Из других интересных новостей - на "Звезде" стали строить газовоз для "Арктик СПГ2", а недавно были заключены контракты и на постройку СПГ-танкеров для того же "Арктик СПГ2" и на корейских верфях. Можно наблюдать за соревнованием, хотя оно достаточно условное: на первых газовозах со "Звезды" будет много корейских готовых решений.

В международной повестке главное событие: инвестрешение по строительству СПГ завода в Мексике (газ из США). Теперь "года без завода" не будет, но событие тоже символическое: завод маленький (3.25 млн т) и перестраивается из терминала СПГ (что дешевле). По настоящему крупные производства (Plaquemines LNG) вновь откладываются.

Газ и Китай, традиционно интересная зимой тема. Прирост ВВП будет формальный, а спрос на газ вырастет, хоть скорее и не дотянет до двузначных темпов. Но импорт СПГ по итогам года (прогноз) и собственная добыча (только в октябре), напротив, дают те самые двузначные темпы. Пока не всё ясно с трубопроводными поставками, в первом полугодии был недобор (и из РФ, и из Ср.Азии), сейчас импорт из РФ сверхплана, но удастся ли выйти по итогам года на контрактный объём - непонятно. Впрочем, для "Газпрома" в этом году это довольно символические объёмы (5 млрд), принципиально на ситуацию не влияют.

Любопытно, что в 2019 году в КНР добыли 15,6 млрд куб.м сланцевого газа, а в относительно недавних планах было 30 млрд к 2020 году - ещё раз к вопросу о прогнозах и их выполнении. Намного подробнее и 20+ гиперссылок - традиционно в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-16-po-22-noyabrya/

Американские заводы СПГ: новый рекорд перед затишьем

Поставки газа на американские заводы по сжижению достигли нового рекорда в 10,4 млрд куб. футов в сутки, сообщает Reuters. Доковидный максимум был зафиксирован 31 марта и составил 9,5 млрд куб. футов. Если перевести эти значения в привычные нам единицы измерения, 10.4 млрд куб. ф. соответствуют 107,5 млрд куб. Около 7% от всего газа составляют энергетические расходы на сжижение, а значит — экспорт СПГ при работе всех заводов с полной загрузкой превысит психологически важную отметку в 100 млрд куб.м.

Те же цифры получаются если посчитать и проектную мощность всех заводов. А 100 млрд кубометров в год — это половина российского трубопроводного газового экспорта в дальнее зарубежье в лучшие годы и в 2,5 раза больше текущих объёмов экспорта СПГ из России. Рост поставок газа на американские заводы связан с подготовкой к запуску производства Corpus Christi T3, полноценный запуск и коммерческие операции намечены на первый квартал 2021 года.

За время пандемии было достроено несколько производств. Таким образом, сейчас работают следующие заводы: Sabine Pass LNG T1-T5, Corpus Christi LNG T1-T3 (с учётом запускаемого T3) Freeport LNG T1-T3, Cameron LNG T1-T3, Elba Island LNG T1-T10 (линии небольшие, поэтому их так много) и Cove Point LNG.

Однако, следует помнить, что дальше будет пауза в новых запусках, связанная с паузой в принятии инвестрешений ранее. Сейчас строятся заводы, решения по которым были приняты в 2019 году: Sabine Pass LNG 6 линия, Golden Pass LNG, Calcassieu Pass LNG. Это означает, что они будут входить в строй в районе 2023 года. В 2017-18 гг. было очень небольшое число новых инвестрешений по заводам и во всём мире. Всё это приближает момент перехода рынка СПГ от избытка к балансу, а возможно и к дефициту, в районе 2022-23 гг., о чём много говорится последнее время.

Соревнование газовозостроения: "Звезда + Samsung Heavy Industries" vs DSME

История с гонкой строительства газовозов в России и Кореи развивается. Напомним, что недавно "Звезда" приступила к строительству первого газовоза арктического класса для "Арктик СПГ 2" (всего будет 15 газовозов), и одновременно заказ на 6 газовозов поступил и на корейские верфи DSME (Daewoo Shipbuilding and Marine Engineering). При этом, в российском проекте будет большое количество корейских решений во внутренней конструкции. Вот только партнёром для российского проекта будет не DSME. Хотя много лет назад обсуждалось в различных формах партнёрство DSME с российской "Звездой". Ещё в 2010 году существовало и СП, где 20% было у DSME, а в 2013 году "Роснефть" (ключевой акционер "Звезды") планировала купить долю, 31% в DSME (в рамках приватизации компании). Но что-то разладилось.

Помимо DSME в "большую тройку" корейских верфей входит Samsung Heavy Industries и Hyundai Heavy Industries (HHI). Вероятнее всего, партнёром станет Samsung. Ещё год назад "Звезда" и подписали контракт, в соответствии с которым Samsung Heavy Industries станет технологическим партнером проекта и передаст "Звезде" техническую спецификацию, а также права на проектную документацию проекта судов. А на прошлой неделе стало известно, что Samsung Heavy Industries выиграл крупнейший за всю историю контракт на поставку оборудования в $2,5 млрд, наблюдатели связывают его с заказом со стороны "Звезды".

Ещё один важный элемент газовозов - непосредственно системы хранения сжиженного газа. Мировым лидером здесь является французская GTT, которая поставляет технологии и для корейских компаний. Летом "Звезда" и GTT подписали и свои договорённости. А на днях стало известно, что корейский регулятор подал иск на $11 млн к GTT, по мнению регулятора некоторые коммерческие практики GTT не соответствовали корейским законам о конкуренции с 2016 года в отношении строительства газовозов в Корее. Но никакой связи с сотрудничеством GTT со "Звездой" здесь нет, любые конспирологические версии возможны, но являются спекуляциями.

Но понятно, что корейская сторона в любом случае не довольна созданием конкурирующего российского проекта по производству газовозов (хотя Samsung Heavy Industries и будет непосредственно в нём участвовать).

Цены на газ в США: в ожидании дальнейшего роста

Цены на газ в США вновь движутся к отметке в $3/млн БТЕ. Напомним, что в середине октября они они даже достигали уровня в $3,5, но потом сползали до уровня $2,6. Рост значительный по сравнению со средней ценой этого года около $2/млн БТЕ.

Можно обсуждать и традиционно важный зимой погодный фактор, но в данном случае, как представляется, гораздо важнее фундаментальные причины. Тем более, что на лето 2021 года (там правда, и повышенный спрос из-за кондиционирования) BofA уже предсказывает цены на уровне $3,5/млн БТЕ. Правда, пока котировки фьючерсов с летней поставкой находятся на тех же уровнях, что и текущие цены, но объёмы торгов по летним контрактам в 10-20 ниже, чем по ближайшему январскому контракту.

Причины роста цен на газ почти на 50% на фоне дешёвой нефти понятны. Число работающих буровых на газ установок за год упало на 40%. И даже начавшийся с июля рост числа буровых на 13% проблему пока не решает. По данным за последнюю неделю работает 77 буровых, +1 к предыдущей неделе. Одновременно, снизился вклад добычи попутного газа при нефтяной добыче, а "ковидная" просадка спроса в газе скорее символическая по сравнению с нефтяным сектором.
И если в нефти цены глобальны, то газ в США дешевле, чем любые цены на глобальных рынках, поэтому дёшево компенсировать дефицит импортом не получится (напротив, работает экспорт СПГ).

Тому, что газ в США был последнее время неприлично дёшев, помогала инерция, поддержка со стороны попутной добычи газа при нефтедобыче, и напротив, дорогие побочные жидкие фракции (пропан-бутан и другие) при газодобыче. Теперь влияние этих факторов снизилось.

Интересно, что наибольший прирост числа буровых установок (+25%) был зафиксирован на месторождении Haynesville, который известен сухим газом. А вот число новых буровых при добыче на Marcellus, которое было крайне популярен в период дорогой нефти (за счёт дорогих "побочных" продуктов добычи газ там в некоторых случаях был почти бесплатным) вырос всего на 8%, меньше среднего.

И, конечно, весь этот рост цен радует газодобытчиков США, но не очень радует экспортёров американского СПГ.

Как и в нефтяной сфере, всем интересна равновесная цена сланцевой добычи газа, позволяющая добытчикам получать устойчивую прибыль. Конечно, единой себестоимости не существует (как и в нефтяной сфере): участки разные по качеству и дебитам, есть добыча сухого газа, а есть - жирного, с побочными продуктами. Но представляется, что выход на устойчивую цену в $3/млн БТЕ необходим большинству производителей для прибыльной работы.

Очередной обзор газовых рынков за прошедшую неделю. Кое-что оттуда кратко и/или выборочно:
- цены в Азии выросли до 2х-летних максимумов, в Европе подросли поменьше. Но цены импортных рынков зимой - это во многом погода и другие факторы в балансе спрос-предложение. Интересней, что происходит в США. Здесь цены вновь припали (опять же, погода), но производители готовятся наращивать добычу и ожидают роста цен.

- С растущей разницей в ценах между АТР и ЕС, СПГ устремляется в Азию, а "Газпром" наращивает поставки в Европу, помогает ему и то, что цены с нефтяной индексацией снизились, отражая весенне-летние низкие цены на нефть. Кроме того, "Газпрому" нужно прокачать по максимуму в этом году, пока есть "лишний" транзитный объём на украинском направлении. В Китае запустили ещё один участок трубы для импорта газа "Силы Сибири". Газ придёт в Пекин, и может быть, новая мощность позволит оперативно, за месяц, компенсировать недостающий объём импорта за год российского газа.

- "Роснефть" открыла новые газовые месторождения в Карском море. Но какой должна быть цена на СПГ, чтобы их разработка была рентабельной? Пока же "Роснефть" быстрее сможет получить немного СПГ для своего портфеля из месторождения Zohr в Египте, где компании принадлежит 30%. Напомним, что сначала добыча на месторождении работала на покрытие внутренних потребностей Египта, но сейчас, по мере наращивания объёмов, начнётся экспорт. В свою очередь, сделать это достаточно просто: у Египта есть простаивающие СПГ-заводы (раньше страна была экспортёром, но потом добыча упала), и обсуждается их перезапуск.

- "Новатэк" вновь перенёс запуск "Ямал СПГ Т4", теперь на 1 кв. 2021 года. Трудный путь с российским оборудованием и технологиями, который тем не менее, является необходимым.
А финансовый директор компании также привёл интересные цифры о себестоимости СПГ. По его словам, компания может поставлять СПГ в северо-восточную Азию по цене чуть больше $3/млн БТЕ. Но здесь, конечно, не полная себестоимость, а в основном операционные затраты. Заявленная себестоимость газа для сжижения составляет смешные, фактически приближающиеся к нулю, $0,07/млн БТЕ (ведь от налога по НДПИ проект освобождён ещё на долгие годы), сжижение - $0,43/млн БТЕ (тоже операционные затраты, кап.затраты оцениваются минимум раз в шесть больше). А вот доставка видимо уже посчитана с учётом полной аренды танкеров - $2,5/млн БТЕ. Также нужно помнить, что часть расходов компенсируется продажей попутно добываемого конденсата, поэтому многое в оценках себестоимости зависит от того, к какому сегменту относить общие операционные затраты на работу завода.

- две главные российские газовые компании успели заявить о себе в рамках "зелёной повестки". "Газпром" объявил планах построить завод по производству водорода из природного газа (пиролиз) в Германии в районе выходов "Северного потоков". Строить действительно лучше на том берегу, т.к. транспортировать метан проще, чем водород. Осталось понять, что с гарантиями по спросу и цены. Понятно, что после множества сюжетов с проблемными инвестициями "Газпрома" на европейском направлении, гарантии здесь должны быть железобетонные и желательно с максимальным участием в новом СП европейского капитала.

А "Новатэк" сообщил об открытии первой углеродно-нейтральной СПГ-заправки в Германии, в городе Росток. Углеродная нейтральность СПГ на заправке обеспечивается компенсационными механизмами. Напомним, ранее стало известно, что в планах компании есть и создание уже изначально "зелёного СПГ" (т.е. с нулевыми выбросами при производстве СПГ) за счёт закачки углекислого газа, выделяющегося при производстве СПГ, в пласт. Уже к 2022 году компания планирует создать хранилища CO2 на Ямале. "Новатэк" надеется монетизировать этот проект, если "зелёный" СПГ будет торговаться с премией к обычным поставкам.
Эти и другие новости подробней, с гиперссылками - в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-30-noyabrya-po-6-dekabrya/