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/
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/
- 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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 2 по 8 ноября
Цены на газ определяют отопительный сезон и погода
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/
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 $3/млн БТЕ. Некоторые причины обсуждаются в тексте. Вслед за сланцевой нефтянкой началась консолидация и в газовом сланцевом секторе США. Индия намекнула, что всё же не будет инвестировать в Driftwood LNG, хотя это достаточно предсказуемо.
Подробней об этих и других новостях, с 15+ гиперссылками - традиционно в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-9-po-15-noyabrya/
- газ в США по 3, в Европе по 5, в Азии по 7 ($/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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 9 по 15 ноября
В Европе позитив для «Газпрома», а США снижают цены на СПГ. // Авторский обзор аналитика RUPEC Александра Собко
Сегодня вышло два прогноза американской добычи нефти, оба предполагают, что период падения завершился и сейчас стоит ожидать стагнации (при нефти 40-47 долларов за баррель). Во-первых, это прогноз информ. подразделения американского Минэнерго (EIA). На доковидном максимуме мы видели 13 млн б/д добычи в США, на ковидном провале - 10 млн, на 2021 год ожидается стагнация в районе 11 млн. Примерно о том же говорит Rystad Energy (ожидает небольшой спад в 2021 году, но здесь оперирует годовыми показателями, а они в условиях колебаний сильно отличаются от показателей в данный момент времени), компания авторитетная, но она всегда была чуть оптимистичней к сланцу, чем остальные наблюдатели. Буровых работает мало, да и CAPEXы продолжат снижение, но сейчас у американской нефтянки большой запас DUC (пробуренных, но незаконченных скважин), которые начинают тратить. А потом и цены пойдут в рост, можно опять бурить. Узнаем ли когда-нибудь реальную цену безубыточности?
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/
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/
- 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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 16 по 22 ноября
Авторская колонка аналитика RUPEC Александра Собко.
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.
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).
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.
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/
- 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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 30 ноября по 6 декабря
Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко.
Написал обзорный текст по каучукам-шинам (на самом деле, опубликовали ещё на той неделе, но тема долгоиграющая, так что актуальность полностью сохраняется). Краткое содержание:
Сектор бутадиенов-каучуков-шин по понятным причинам оказался самым пострадавшим из-за коронавируса. В мае шинные заводы останавливались, цены на каучуки проседали раза в полтора раза, а бутадиен стоил так дёшево, что вновь отправлялся в пиролиз.
Те не менее, максимальные просадки спроса на шины неплохо коррелировали с просадкой в потреблении нефти: те самые 23-25% в пик кризиса и локдаунов в ЕС, по итогам трёх кварталов снижение составило 14%.
Отдельный интересный сюжет - это активность "Татнефти" в шинном сегменте. Напомним, что в прошлом году "Нижнекамскшина" (принадлежит "Татнефти") опять ругалась по ценам закупок каучуков у "Нижнекамскнефтехима" и в результате решила сделать у себя вертикальную интеграцию в сегменте, купив в прошлом году "Тольяттикаучук" у "Сибура".
В этом году "Татнефть" вновь демонстрирует планы развивать шинный сегмент, теперь в Казахстане, тоже в интегрированном варианте. Осенью компания подписала соглашение с ГК "Аллюр" по созданию СП для производства шин в Казахстане (3 млн легковых и легкогрузовых шин, 0,5 млн грузовых). А в конце ноября "Татнефть" и "КазМунайГаз" обсудили планы сотрудничества, где "Татнефть" проявила заинтересованность в проектах в Атырауской области, "в том числе в производстве бутадиена и его деривативов".
Сейчас цены на каучуки восстановились более, чем полностью. Текущий рост цен на продукцию сектора даже выше "доковидных" значений выглядит несколько неожиданным, учитывая, что ещё в начале осени сектору прогнозировали длительную стагнацию. Вопрос в том, окажется ли практически полное восстановление спроса на продукцию сектора устойчивым или же здесь мы видим, к примеру, временный фактор отложенного спроса. Подробней обо всём этом - в тексте.
https://rupec.ru/society/blogs/45775/
Сектор бутадиенов-каучуков-шин по понятным причинам оказался самым пострадавшим из-за коронавируса. В мае шинные заводы останавливались, цены на каучуки проседали раза в полтора раза, а бутадиен стоил так дёшево, что вновь отправлялся в пиролиз.
Те не менее, максимальные просадки спроса на шины неплохо коррелировали с просадкой в потреблении нефти: те самые 23-25% в пик кризиса и локдаунов в ЕС, по итогам трёх кварталов снижение составило 14%.
Отдельный интересный сюжет - это активность "Татнефти" в шинном сегменте. Напомним, что в прошлом году "Нижнекамскшина" (принадлежит "Татнефти") опять ругалась по ценам закупок каучуков у "Нижнекамскнефтехима" и в результате решила сделать у себя вертикальную интеграцию в сегменте, купив в прошлом году "Тольяттикаучук" у "Сибура".
В этом году "Татнефть" вновь демонстрирует планы развивать шинный сегмент, теперь в Казахстане, тоже в интегрированном варианте. Осенью компания подписала соглашение с ГК "Аллюр" по созданию СП для производства шин в Казахстане (3 млн легковых и легкогрузовых шин, 0,5 млн грузовых). А в конце ноября "Татнефть" и "КазМунайГаз" обсудили планы сотрудничества, где "Татнефть" проявила заинтересованность в проектах в Атырауской области, "в том числе в производстве бутадиена и его деривативов".
Сейчас цены на каучуки восстановились более, чем полностью. Текущий рост цен на продукцию сектора даже выше "доковидных" значений выглядит несколько неожиданным, учитывая, что ещё в начале осени сектору прогнозировали длительную стагнацию. Вопрос в том, окажется ли практически полное восстановление спроса на продукцию сектора устойчивым или же здесь мы видим, к примеру, временный фактор отложенного спроса. Подробней обо всём этом - в тексте.
https://rupec.ru/society/blogs/45775/
Очередной обзор газовых рынков. Кое-что выборочно из текста:
Цены на СПГ в Азии растут до неприличных значений в $11/млн БТЕ, в Европе небольшой рост до 5,7. Естественно, мы увидим максимальный переток СПГ в Азию, что открывает для "Газпрома" возможности очень хорошо закончить декабрь.
В США очередной рекорд по поставкам газа на сжижение, но нужно помнить, что скоро рекорды закончатся и будет пауза (примерно на отметке экспортных мощностей в 100 млрд куб.м в год). Все заводы "первой волны" достроены, потом в инвестрешениях был перерыв, сейчас строятся три производства, которые будут запущены только в районе 2023 года, это означает, что ещё два года мы не увидим прироста экспорта американского СПГ.
Если говорить о ценах в США, то они на уровне $2,6. Число буровых последние недели - то чуть растёт, то падает. Видимо производители в неопределённости, из-за, с одной стороны, текущих не столь высоких цен (определяются в т.ч. мягкой погодой) и пониманием, что в будущем без достаточных объёмов бурения будет дефицит газа (ведь год назад работало на 50 буровых больше). Тем более, что региональные цены част ниже цены Henry Hub.
Стало известно, что в прошлом году США обновили рекорд по сжиганию попутного газа - около 1,3% от всей добычи. На месторождении Баккен в Северной Дакоте - 19% от всей добычи.
Total усилила свои и без того немалые инвестиции в североамериканский СПГ, купив 16,6% в проекте Costa Azul (Мексика), FID по которому был в прошлом месяце.
В России наиболее любопытным сюжетом оказалась дискуссия об источнике электроэнергии для Баимского ГОКа на Чукотке. Ранее принятое решение о плавучей СПГ-электростанции (от "Новатэка") может быть пересмотрено в пользу также плавучей, но АЭС от "Росатома". Учитывая, что у "Росатома" планы по экспорту ПАЭС малой мощности, нужны новые референтные блоки и прочие преимущества создания масштаба производства (на Чукотке нужны будут 4 блока по 100 МВт). Главная проблема - сроки, ПАЭС будут готовы позже, чем ТЭС на СПГ.
И уже неизбежный "зелёный уголок." "Новатэк" договорился с Siemens о проекте модернизации одной из восьми газовых турбин "Ямал СПГ" с тем, чтобы при сжигании топлива в природный газ можно было подмешивать водород. Основные вопросы - по источнику водорода.
Во-первых, ранее сообщалось что углеродную нейтральность СПГ планируется создавать закачкой CO2 в пласт (CCS). Если же для создание углеродно-нейтрального СПГ использовать водород, то возникает вопрос - откуда этот водород будет получен.
Вероятно, это будет "зелёный" водород - но это означает, что концепция несколько сменилась, а компания будет строить для получения такого водорода ветряки. Такие планы у компании тоже были. Использовать для сгорания в турбине "голубой" водород имеет ограниченный смысл. Ведь получаться он будет здесь же, из метана, с последующей закачкой CO2 на хранение. В таком случае вероятно проще закачивать в рамках CCS выделяемый при сгорании углекислый газ, как ожидалось изначально.
Какая комбинация по производству "голубого", "зелёного" водорода, проектов CCS и созданию углеродно-нейтрального СПГ будет в результате, остаётся следить. Но водородная история имеет здесь очевидную экспортную перспективу, иначе проще использовать CCS. Об этих и других новостях подробней - в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-7-po-13-dekabrya/
Цены на СПГ в Азии растут до неприличных значений в $11/млн БТЕ, в Европе небольшой рост до 5,7. Естественно, мы увидим максимальный переток СПГ в Азию, что открывает для "Газпрома" возможности очень хорошо закончить декабрь.
В США очередной рекорд по поставкам газа на сжижение, но нужно помнить, что скоро рекорды закончатся и будет пауза (примерно на отметке экспортных мощностей в 100 млрд куб.м в год). Все заводы "первой волны" достроены, потом в инвестрешениях был перерыв, сейчас строятся три производства, которые будут запущены только в районе 2023 года, это означает, что ещё два года мы не увидим прироста экспорта американского СПГ.
Если говорить о ценах в США, то они на уровне $2,6. Число буровых последние недели - то чуть растёт, то падает. Видимо производители в неопределённости, из-за, с одной стороны, текущих не столь высоких цен (определяются в т.ч. мягкой погодой) и пониманием, что в будущем без достаточных объёмов бурения будет дефицит газа (ведь год назад работало на 50 буровых больше). Тем более, что региональные цены част ниже цены Henry Hub.
Стало известно, что в прошлом году США обновили рекорд по сжиганию попутного газа - около 1,3% от всей добычи. На месторождении Баккен в Северной Дакоте - 19% от всей добычи.
Total усилила свои и без того немалые инвестиции в североамериканский СПГ, купив 16,6% в проекте Costa Azul (Мексика), FID по которому был в прошлом месяце.
В России наиболее любопытным сюжетом оказалась дискуссия об источнике электроэнергии для Баимского ГОКа на Чукотке. Ранее принятое решение о плавучей СПГ-электростанции (от "Новатэка") может быть пересмотрено в пользу также плавучей, но АЭС от "Росатома". Учитывая, что у "Росатома" планы по экспорту ПАЭС малой мощности, нужны новые референтные блоки и прочие преимущества создания масштаба производства (на Чукотке нужны будут 4 блока по 100 МВт). Главная проблема - сроки, ПАЭС будут готовы позже, чем ТЭС на СПГ.
И уже неизбежный "зелёный уголок." "Новатэк" договорился с Siemens о проекте модернизации одной из восьми газовых турбин "Ямал СПГ" с тем, чтобы при сжигании топлива в природный газ можно было подмешивать водород. Основные вопросы - по источнику водорода.
Во-первых, ранее сообщалось что углеродную нейтральность СПГ планируется создавать закачкой CO2 в пласт (CCS). Если же для создание углеродно-нейтрального СПГ использовать водород, то возникает вопрос - откуда этот водород будет получен.
Вероятно, это будет "зелёный" водород - но это означает, что концепция несколько сменилась, а компания будет строить для получения такого водорода ветряки. Такие планы у компании тоже были. Использовать для сгорания в турбине "голубой" водород имеет ограниченный смысл. Ведь получаться он будет здесь же, из метана, с последующей закачкой CO2 на хранение. В таком случае вероятно проще закачивать в рамках CCS выделяемый при сгорании углекислый газ, как ожидалось изначально.
Какая комбинация по производству "голубого", "зелёного" водорода, проектов CCS и созданию углеродно-нейтрального СПГ будет в результате, остаётся следить. Но водородная история имеет здесь очевидную экспортную перспективу, иначе проще использовать CCS. Об этих и других новостях подробней - в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-7-po-13-dekabrya/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 7 по 13 декабря
Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, декабрьский фьючерс) - цены остались на прежнем уровне $2,6/млн БТЕ. Биржевые…
Что-то подзабросил рубрику #вотипосмотрим, исправляюсь. Вернёмся к сюжету от 5 мая, когда цены на акции "Роснефть" (РН) и "Газпром нефть" (ГПН) были примерно на одном уровне в 330 рублей за акцию. Тогда GS дал рекомендацию "покупать" по РН и "продавать" по ГПН. Если обернуться назад, рекомендация дана правильно. Сейчас "Роснефть" по 440, "Газпром нефть" без малого по тем же 330. При этом, за это время ГПН сходила и на 270, а РН ниже тех самых 330 и не опускалась.
Почему тогда эта история с противопоставлением показалась (и кажется и сейчас) интересной, для долгосрочного наблюдения - компании не только стоили одинаково (разумеется, в расчёте на цену 1 акции), но и платили одинаковый дивиденд (50% от ЧП), а в абсолютных значениях у ГПН он был даже чуть выше. Но в какой-то момент нефтяные компании должны будут снижать объём инвестиций в добычу, и думаю в ГПН это произойдёт раньше, чем в РН. В этом контексте, вижу ГПН привлекательней. Признаться, у меня было немного ГПН (и даже купленного несколько дороже 330), и в тот момент был соблазн поменять его на РН временно. Но этого не сделал, видимо зря, но задним умом все крепки.
Одна из причин давления на котировки ГПН (равно, как и многих других компаний в секторе)- это конечно недавние налоговые ужесточения, предсказать которые было сложно. Капитализация же РН поддерживалась байбеком, но последние месяцы стала расти самостоятельно на новостях по "Восток Ойл" и продаже 10% в этом проекте компании Trafigura. И, конечно, налоговые ужесточения в минимальной степени коснулись РН (плюс новые льготы по отмене пошлины на экспорт нефти с Таймыра, т.е. тот самый "Восток Ойл"). То есть с одной стороны, РН проводит более агрессивную политику в части наращивания дорогой добычи. Но с другой стороны, за счёт максимальных налоговых льгот ей удаётся делать это с хорошей выгодой, по крайне мере так это видит рынок.
Не чувствую себя компетентным, чтобы оценить здесь влияние на прибыль(думаю в стране считанное число людей могут хорошо посчитать влияние изменений налоговых режимов на фин. показатели компаний - слишком там уже всё запутано, это видно и по разнобою оценок в кризисные моменты). Но с одной стороны "злые языки" говорят, что проект убыточный будет при текущих ценах и любых налоговых режимах. С другой стороны, Trafigura покупает.
Итак, спекулятивно РН оказалась лучше ГПН. Но представим, что мы купили и ту и ту по 330 и просто ждём дивидендов. По большому счёту, нефтяные компании уже не являются чем-то растущим, поэтому только дивиденд нас должен интересовать. В таком случае, за 2 полугодие 2019 года мы получили от РН (без вычета налога) - 18,1 рублей, от ГПН - 19,8 рублей. Плюс к тому скоро будет выплата 5 рублей от ГПН за 9 мес. 2020 года, от РН пока ничего не анонсировано за этот год. В этом случае от ГПН получено больше. Следим дальше, это в первую очередь не про дивиденды, а интересная история про то, когда нужно будет остановиться в инвестициях в добычу, и запасы с какой себестоимостью оправданно разрабатывать. Помним и о том, что в среднем добыча нефти на месторождениях падает по 7% в год, так что для поддержания вкладывать ещё долго придётся всем участникам в любом случае.
https://yangx.top/obkos/139
Почему тогда эта история с противопоставлением показалась (и кажется и сейчас) интересной, для долгосрочного наблюдения - компании не только стоили одинаково (разумеется, в расчёте на цену 1 акции), но и платили одинаковый дивиденд (50% от ЧП), а в абсолютных значениях у ГПН он был даже чуть выше. Но в какой-то момент нефтяные компании должны будут снижать объём инвестиций в добычу, и думаю в ГПН это произойдёт раньше, чем в РН. В этом контексте, вижу ГПН привлекательней. Признаться, у меня было немного ГПН (и даже купленного несколько дороже 330), и в тот момент был соблазн поменять его на РН временно. Но этого не сделал, видимо зря, но задним умом все крепки.
Одна из причин давления на котировки ГПН (равно, как и многих других компаний в секторе)- это конечно недавние налоговые ужесточения, предсказать которые было сложно. Капитализация же РН поддерживалась байбеком, но последние месяцы стала расти самостоятельно на новостях по "Восток Ойл" и продаже 10% в этом проекте компании Trafigura. И, конечно, налоговые ужесточения в минимальной степени коснулись РН (плюс новые льготы по отмене пошлины на экспорт нефти с Таймыра, т.е. тот самый "Восток Ойл"). То есть с одной стороны, РН проводит более агрессивную политику в части наращивания дорогой добычи. Но с другой стороны, за счёт максимальных налоговых льгот ей удаётся делать это с хорошей выгодой, по крайне мере так это видит рынок.
Не чувствую себя компетентным, чтобы оценить здесь влияние на прибыль(думаю в стране считанное число людей могут хорошо посчитать влияние изменений налоговых режимов на фин. показатели компаний - слишком там уже всё запутано, это видно и по разнобою оценок в кризисные моменты). Но с одной стороны "злые языки" говорят, что проект убыточный будет при текущих ценах и любых налоговых режимах. С другой стороны, Trafigura покупает.
Итак, спекулятивно РН оказалась лучше ГПН. Но представим, что мы купили и ту и ту по 330 и просто ждём дивидендов. По большому счёту, нефтяные компании уже не являются чем-то растущим, поэтому только дивиденд нас должен интересовать. В таком случае, за 2 полугодие 2019 года мы получили от РН (без вычета налога) - 18,1 рублей, от ГПН - 19,8 рублей. Плюс к тому скоро будет выплата 5 рублей от ГПН за 9 мес. 2020 года, от РН пока ничего не анонсировано за этот год. В этом случае от ГПН получено больше. Следим дальше, это в первую очередь не про дивиденды, а интересная история про то, когда нужно будет остановиться в инвестициях в добычу, и запасы с какой себестоимостью оправданно разрабатывать. Помним и о том, что в среднем добыча нефти на месторождениях падает по 7% в год, так что для поддержания вкладывать ещё долго придётся всем участникам в любом случае.
https://yangx.top/obkos/139
Telegram
Энергия вокруг нас
Сегодня в одном популярном тг-канале увидел рекомендации известного инвестбанка по "Роснефти" и "Газпром нефти". Рекомендации, как видно, противоположные. Любопытно, что вчера обе компании торговались почти 1в1 на одном уровне (Роснефть - 331 рубль, ГПН …
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 топитьассигнациями 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/
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
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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 14 по 20 декабря
Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко
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/
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/
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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 21 по 27 декабря
Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) - цены незначительно снизились на…
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/
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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 28 декабря по 10 января
Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко.
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/
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/