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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обзор рынков, по причинам праздников в анонсе краткое содержание:

- цены практически не изменились ($2,7/млн БТЕ — в США, по $5,7 – в ЕС и спот в АТР). Вступаем в период межсезонья, где нет доп. спроса ни из-за морозов, ни из-за кондиционирования. «Газпром» сообщил что поставки в Китай увеличились в 3,2 раза. Звучит эффектно, но в этом году плановый отбор по контракту увеличивается в 2 раза, а в том году был недобор, в этом — чуток сверх контракта, от того такая цифра. Что ещё в номере:

- рынок СПГ уходит от избытка (см. рис.) - спрос будет расти на 14 млн т в год, а запусков меньше.

- подавляющая часть газа с «Ямал СПГ» вновь ушла в Европу. «Газпром» недоволен, но и у него есть контракт с Индией на основе СПГ с «Ямал СПГ», который пока не исполняется. Получается, газ «Гапрома» также оседает в ЕС?

- уже почти все хотят сделать свой СПГ carbonfree. Но растёт интерес и к утечкам метана. Подробнее — в тексте. Рис.: Shell.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-1-po-7-marta/

Выкладываю очередной обзор газовых рынков, краткое содержание:
Цены в США примерно на том же уровне ($2,6/млн БТЕ). Цены в Европе и АТР (спот) выросли на 0,8 до $6,5. Среди причин традиционно называют снижение запасов в ПХГ. Думаю в росте начинает играть роль подорожавшая нефть. В ближайшие месяцы СПГ с нефтяной привязкой в АТР подорожает, это оказывает влияние и на спот-цены. В Европе же, чтобы привлекать СПГ в т.ч. для наполнения ПХГ, цены должны быть близки к азиатским.

СПГ: новый контракт «Новатэка» на поставки в Испанию.
«Коммерсант» сообщил со ссылкой на свои источники о заключении «Новатэком» контракта с испанской Repsol на поставку СПГ с «Арктик СПГ2». По 1 млн т ежегодно в течение 15 лет, условия DES. Казалось бы, это опять актуализирует вопрос конкуренции с сетевым газом из России. Но Испания — это регион традиционно с самой сильной зависимостью от СПГ, а газ «Газпрома» в эту страну не добирается. Ценообразование двойное — как с привязкой к нефти, так и к газовому хабу TTF. У «Ямал СПГ» был и очень похожий контракт с испанской же Naturgy, в котором также была двойная привязка (по 50%) — к Brent и британскому хабу NBP. На тот момент этот хаб считался самым ликвидным, сейчас этот статус перехватил TTF, да и Великобритания уже не в Евросоюзе.

Странные заявления Венгрии
Венгрия объявила, что к концу года присоединится к проекту «Южный газовый коридор» (азербайджанский газ) путём подключения к сербским газопроводам. Венгрия может подсоединиться к сербским газопроводам (и планирует это сделать) только через строящийся «Балканский поток» (продолжение «Турецкого потока» по территории Европы. Других вариантов просто нет. Предположения может быть два. Либо, позитивный для нас вариант, это просто политическое заявление, чтобы не вызывать излишнего раздражения у Еврокомиссии при плановом подключении Венгрии к «Балканскому потоку». Либо, негативный вариант. Ожидается в том или ином варианте продавливание транспортировки по «Балканскому потоку» в Сербии газа третьих лиц. Но любой нероссийский газ в этой трубе автоматически означает недозагрузку «Турецкого потока».

Carbon-neutral СПГ: сколько это стоит
«Газпром» объявил о первой поставке углеродонейтрального СПГ в Европу, на терминал в Великобритании. Компенсированы не только выбросы от производства, но и от его последующего использования. Некоторые критикуют этот формальный подход, но схема рабочая. А как иначе, кроме компенсационных механизмов, можно утилизировать выбросы от ещё не сожжённого газа?
Но речь идёт о разовой имиджевой акции. Напомним, что есть несколько типов выбросов. Это так называемые Scope 1 (собственные выбросы при производстве СПГ), scope 2 (выбросы, связанные с использованием энергии сторонних производитлей), scope 3 (выбросы при конечном использовании). Очевидно, что scope 3 – это самые крупные выбросы, которые пока никто не собирается компенсировать за исключением имиджевых акций. Напротив, компенсация scope 1 а иногда и scope 2, становится общим местом. Это не так дорого.
Допустим, что стоимость углекислого газа составит $70/т (такую оценку можно допустить, исходя, к примеру, из стоимости захоронения углекислоты или ожидаемой в ближайшем будущем цены выбросов на бирже (сейчас цена ниже).

Это означает, что продавец нейтрального(по scope 3) СПГ должен доплатить к цене $192,5 за тонну проданного СПГ (или $141 за тыс. кубометров) для того, что чтобы компенсировать выбросы от сжигания этого газа. Существенная сумма по сравнению с ценами на газ (или СПГ). Напротив, энергетические операционные затраты на производство можно оценить в 10% от заключённой в СПГ энергии: речь идёт от компенсации примерно в $15 за тыс. кубов. Можно захоранивать углекислоту самому, а можно купить квоту на рынке, но эти суммы невелики. Можно предположить, что в будущем углеродная нейтральность по scope 1 (2) станет общим местом, а вот компенсировать выбросы от сжигания получается намного дороже.
Подробнее обо всём этом, плюс картинки, ссылки и немного про Катар – в тексте. https://gasandmoney.ru/tendenczii/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-8-po-15-marta/

Только собрался написать пару слов (фактически выложить ссылку) про отличный проект коллег - СПГ-карта России (плюс доп.материалы), как обнаружил, что карта утащена и перерисована без ссылок одним из анонимных тг-каналов. Остерегайтесь подделок, читайте первоисточники.

ДВА ГОДА НАПЕРЕКОР ПРОГНОЗАМ
Концентрация нефтехимических заводов в Мексиканском заливе создаёт риски ценовых всплесков

Для сырьевых рынков характерна цикличность. Ожидалось что уже в начале 2020 года рынок базовых полимеров войдёт в период перепроизводства. Потом случился коронакризисис, влияние которого было разнонаправленным. Со стороны спроса появился дополнительный интерес к упаковке, но промышленное производство просело. Но и со стороны предложения на фоне локдаунов откладывался запуск новых заводов. Но главный стресс случился осенью и был связан с ураганами в Мексиканском заливе. Это привело к закрытию производств на побережье и дефициту полимерной продукции. США являются крупным производителем и экспортёром полимеров. В результате по итогам года мы сначала увидели падение цен (вследствие кризиса), а потом их рост к уровням значительно выше докоронавирусных.

Начинается 2021 год, и прогнозы повторяются: рынок всё же входит в период избытка предложения, ожидается нормализация цен. И вновь прогноз оказался скорректирован морозами в Техасе в середине февраля. Большая часть нефтехимических заводов остановилась. 6,9 млн т (в пересчёте на годовые значения) мощностей по производству полипропилена были остановлены или снизили загрузку, по полиэтилену суммарная мощность вставших или «проблемных» заводов полиэтилена превысила 11 млн т в год. Глобальный спрос на полиэтилен составляет 105 млн тонн в год, т.е выбыли мощности в 10% от мирового потребления.
Начавший было балансироваться рынок вновь стал дефицитным. Вместо его нормализации мы видим новые ценовые максимумы, например, для ПЭ высокой плотности экспортная цена составила $1650/тонну, что является максимумом за шесть с половиной лет. Экспортные спот-цены ПЭ низкой плотности достигли в начале марта $1850+/тонну, рекорд за 12,5 лет!
Хотя морозы продлились лишь около недели, восстановление работы производств идёт медленно, считается, что полный возврат к норме произойдёт только ближе к июню!

Российские компании также почувствовали на себе рост цен, наш рынок сильно интегрирован с глобальным. Экспортная пошлина на полимеры у нас отсутствует, рост котировок на глобальном рынке транслировался и в увеличение цен на внутреннем рынке. Эта ситуация вызвала новые противоречия между производителями и потребителями.
Для производителей и особенно экспортёров полимеров такая ситуация выглядит очень неплохо: цены растут, а на глобальном рынке дефицит — что облегчает продвижение своей продукции. Напротив, потребители, а это на первом этапе переработчики, жалуются на рост цен.

Что дальше?
За рамками нашего обсуждения остались ещё два фактора, говорящие в пользу увеличения стоимости. Во-первых, это растущие цены на энергоносители, многие из которых традиционно являются сырьём для нефтехимии. Цены на нефть, как известно, последнее время находятся в диапазоне $60-70 за баррель, стоимость сжиженных углеводородных газов, сырья для крекинга, коррелирует с увеличением нефтяных котировок.
Второй фактор — это популярные, хотя и дискуссионные рассуждения, о так называемом новом сырьевом суперцикле, а также угрозе растущей инфляции. Непонятно, насколько текущие высокие цены устойчивы, но мы видим многолетние максимумы по очень широкому спектру сырьевых и околосырьевых товаров. Это может повлиять и на близкий к сырью рынок полимеров.

Ещё один сюжет для наблюдения и обсуждения: можно ли говорить, что американские нефтехимические производства становятся фактором неопределённости? Да, морозы в Техасе — скорее разовая история, но осенние ураганы – привычное явление. Причины высокой концентрации нефтехимических производств в регионе понятны. Однако, известен и риск — регулярные ураганы. Высокая концентрация производств создаёт повышенный риск ценовых всплесков, ведь выбывшие в этот раз мощности по ПЭ и ПП соответствуют примерно 10% от годового глобального потребления этой продукции.

Подробнее — с цифрами, картинками и гиперссылками — в материале https://rupec.ru/society/blogs/46401/

Очередной обзор газовых рынков, краткое содержание. В США цены на 2х месячном минимуме — $2,5/млн БТЕ. В ЕС - $6, в АТР — 6,5

Что происходит в США
Цены на газ низки, хотя ещё недавно прогнозировалось подорожание. Под это росла и активность буровых установок. Но погодный фактор трудно предсказать, несмотря на то, что ПХГ «потрепало» во время морозной волны февраля, в последние недели мягкая погода давит на цены. Но дешёвый газ увеличивает спрос в электроэнергетике. Ранее ожидалось, что внутренний спрос на газ в этом году в США снизится, т. к. при ценах $3+ больше ТЭС будут переключаться на уголь.
Во-вторых, растут поставки газа на заводы по сжижению, они установили новый рекорд — с примерным учётом расходов топливного газа на сжижение — речь идёт о 108 млрд кубометров экспорта в пересчёте на годовые объёмы. Низкие внутренние цены поддерживают рентабельность экспорта. Упали и спотовые цены на фрахт танкеров: доставить СПГ в Европу из США сейчас стоит всего $0,5/млн БТЕ.
В прошлом году из США было экспортировано 67 млрд куб.м СПГ (в пересчёте на газ). Если вдруг экспорт в этом году будет на уровне 108 млрд, то прирост к предыдущему году составит 41 млрд куб.м или 30 млн т в год.
Считается, что ежегодно спрос на СПГ будет увеличиваться примерно на 15 млн т в год. В этом году новых вводов будет совсем мало, но из США может прийти до 30 млн т больше СПГ, чем в прошлом году. Это окажет давление на цены.

Новости североамериканских СПГ-проектов (в анонсе 3 новости кратко, в тексте — 5 подробно)
Канадскому Goldboro LNG необходимо до $1 млрд господдержки. Особенность этого проекта в том, что он находится на восточном побережье, а значит — СПГ с него пойдёт преимущественно в Европу. Если конечно, завод всё же будет построен. Премьер Новой Шотландии уже заявил, что из регионального бюджета денег не даст.
Ещё один канадский проект — Kitimat LNG также под угрозой исчезновения. Chevron который с декабря 2019 года хочет продать свою долю, объявил что прекращает финансирование ТЭО, т. к. не может найти покупателя.
Компания Next Decade (проект Rio Grande LNG) планирует сделать в комплекте со своим заводом проект по захоронению углекислоты (CCS) на 5 млн тонн в год. При ожидаемой мощности завода СПГ в 27 млн т, это означает, что на улавливание пойдёт объём СО2 в 7% от получаемого СПГ. То есть утилизироваться будет вся углекислота от метана, сжигаемого для получения энергии для процесса сжижения.

Российский СПГ: импортозамещение буксует
Не самые оптимистичные новости приходят по среднетоннажному проекту «Обский СПГ» (ОИР пока нет). «Новатэк» может отказаться от использования собственной технологии «Арктический каскад», заменив его на технологии Linde. Возможный отказ использование российской технологии на «Обском СПГ» очевидно замедлит темпы столь долгожданного импортозамещения и локализации в секторе строительство среднетоннажных заводов по сжижению.
Одновременно стали известны оценки по ещё одному проекту, «Якутский СПГ» (компания «ЯТЭК»). На первом этапе планируется 8,9 млн т (две очереди по 4,5 млн т), далее — удвоение до 18 млн т. Объём инвестиций — $30-35 млрд, но это pre-FEED, далее оценки могут измениться. $35 млрд на 18 млн т составляет $1944 за тонну. Объём инвестиций на единицу мощности (хотя и мощности заводов близки) выше, чем для «Ямал СПГ», где он составлял $1630 за тонну.
Напомним, что цифры получаются примерно в два раза выше, чем в США ($700-900), т. к. в случае российских проектов здесь расходы не только на завод, но и на добычу и транспортировку.
Вероятно именно из-за расходов на транспорт «Якутский СПГ» оказывается дороже «Ямал СПГ», т. к. в последнем совсем небольшие расходы на эту инфарструктуру, а в Якутии необходимо протянуть газопровод на 1350 км. Технологии сжижения для «Якутского СПГ» предполагаются от американской Air Products.
В 2,5 раза подробнее — в тексте. По техническим причинам гиперссылки на новости в тексте появятся позже. https://gasandmoney.ru/tendenczii/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-15-po-21-marta/

К сожалению, нет времени, чтобы писать на РИА, но тут не мог не высказаться касаемо СПГ, пожертвовал выходным. Краткое содержание.

Пик спроса на газ ожидается где-то в 2040 году («пик СПГ» возможно чуть позже, но где-то рядом). К тому времени ожидается удвоение спроса от текущих 375 млн т. С учётом выбытий и уже утверждённых строек нужно построить ещё около 400 млн т новых мощностей.
Многие страны-экспортёры хотят поучаствовать в «финальном забеге». Сейчас в РФ производится 30 млн т в год заявлено в разной степени проработки свыше 200 млн тонн новых мощностей.
Прогнозы различаются. Rystad Energy: Северную Америку придётся львиная доля прироста — 222 млн т мощностей, а России достанутся «смешные» 41 млн т (при этом «Арктик СПГ 2» на 20 уже строится, т.е реальный прирост всего 26 млн т). Прогноз Shell более благоволит России, отписывая ей 65 млн прироста.

Но задача «вписаться» в СПГ-гонку не должна стать самоцелью. При монетизации газовых запасов нужно получить и выгоду: налоги и мультипликационный эффект при использовании для производства российского оборудования.
«Новатэк» запускает 4ую линию «Ямал СПГ» на своей технологии «Арктический каскад». Предполагалось её использование в «Обском СПГ», уже с большей единичной мощностью. Но новости говорят о том, что «Новатэк» может отказаться от этого, заменив «Каскад» технологиями Linde. В таком случае перспективы масштабирования собственных наработок для последующих проектов откладываются ещё дальше. Полноценного сотрудничества между российскими газовыми компаниями в этой сфере, чего ещё несколько лет назад пыталось добиться Минэнерго, реализовать не удалось.

Это приводит к развилке: воспользоваться доведёнными «до ума» собственным технологиями и построить производства в лучшем случае через десять лет, а значит — упустить часть рынка, а то и получить риски, связанные с тем, что заводы не успеют окупиться. Или же использовать иностранное оборудование со всеми очевидными минусами.
Понятно, что на деле будет что-то среднее. Но пока все запланированные проекты с большой вероятностью будут основываться на чужих разработках. Якутский СПГ» будет использовать технологии американской Air Products. А «Балтийский СПГ» выбирает между предложениями Linde (у неё своя технология сжижения) и Technip (на технологии Air Products).
Подрядчики строительства заинтересованы в поставке «пакетного решения», где иностранную технологию дополняет иностранное же основное и побочное оборудование. Но если в случае импортных технологий покупки основного оборудования за рубежом (к примеру, того же главного теплообменника) не избежать, то по дополнительному оборудованию - возможны варианты.

Сейчас некоторые новые российские СПГ-проекты, вероятно, будут просить те или иные льготы, ведь рынок очень конкурентный. Логично увязать их предоставление с уровнем локализации.
Сообщалось, что для «Арктик СПГ 2» уровень локализации оборудования будет 70-80%, в то время как для «Ямал СПГ» это было всего 30%. Хотя в обоих случаях технологии сжижения зарубежные. Здесь правда, остаются вопросы к методу оценки, но динамика очевидна.
Самим компаниям намного комфортней использовать иностранное оборудование. Там уже всё много раз проверено и нет понятных рисков, связанных с пионерским использованием отечественных разработок.

Итого: большая инерция в СПГ-проектах, когда срок от идеи до запуска может запросто составить десятилетие, на фоне приближающегося в ближайшие двадцать лет пика газа. Нужно пройти по узкой дорожке, постаравшись максимально вовлечь отечественное оборудования, но не упустив оставшееся на рынке окно. Но все ближайшие заявленные к реализации проекты подразумевают иностранные решения по сжижению, и речь здесь может идти только о возможном отечественном производстве части сопутствующего оборудования.

Совсем от себя, что не вошло в текст (по ссылке)— там постарался обозначить проблему, без резких выводов. Но судя по срокам, полноценное импортозамещение в крупнотоннажном СПГ мы уже профукали. https://ria.ru/20210325/rossiya-1602702615.html

Очередной обзор газовых рынков, краткое содержание. Цены сильно не изменились, Henry Hub - $2,6/млн БТЕ. Число буровых на газ в США уже третью неделю подряд не меняется — 92. Биржевая цена на газ в Европе выросла на 0,5 до $6,5/млн БТЕ. Спотовая цена поставки СПГ в Азии с поставкой в мае выросла на 0,25 и составила $6,8/млн БТЕ.
Перекрытие Суэцкого канала оказало умеренное влияние цены. По сравнению с нефтяными перевозками, простой СПГ-танкеров выглядит более затратным. Около 0,1-0,15% в сутки от всего объёма груза испаряется, который используется в качестве топлива для газовоза. Если газовоз простаивает, то испаряющийся газ приходится просто стравливать.

Новости СПГ-проектов: главное слово - «неопределённость»
В Мозамбике Total не успела возобновить работы на СПГ проекте, как новая активность боевиков и новая эвакуация персонала спустя сутки после начала работ.
EIA обнародовала свой прогноз экспорта СПГ-проектов с огромным разбросом, который ещё раз подчёркивает неопределённости: базовый вариант предполагает совсем небольшой объём прироста новых заводов после завершения текущих строек
Annova LNG в США отменён, но строго говоря, этот проект никогда не был среди наиболее перспективных. Проект Driftwood LNG компании Tellurian традиционно активен в СМИ, что, конечно, не гарантирует его успеха. Инвестрешение не будет принято до тех пор, пока компания полностью не обеспечит себя собственной добычей (интересно, что мешало это сделать раньше?). Это важно т. к. компния предлагает новую для США ценовую модель — привязка цен на СПГ к мировым ценам. Чтобы снизить риски, необходимо не иметь зависимости от цены Henry Hub и добывать весь газ самостоятельно.

Зелёный уголок.
Великобритания активно развивает водородную энергетику. Теоретически, после выхода из Евросоюза, эта страна может не обращать никакого внимания на установки ЕС. Но Лондон всегда был впереди ЕС в декарбонизации. Уже к 2030 году четверть газовой сети должна быть модернизирована под транспортировку водорода.
Страна делает ставку в т.ч. и на «голубой водород», хотя ЕС официально заявлял, что более заинтересован в «зелёном». Причины понятны: у Великобритании исторически были большие объёмы оффшорной нефтегазовой добычи. Сейчас они уже значительно истощились, зато образовалось место для закачки углекислоты.
Ожидается, что к 2030 воду мощности по производству водорода достигнут 5 ГВт. Вопрос, каким будет их соотношение между «зелёным» и «голубым» водородом, остаётся открытым. Но BP уже объявила о проекте «голубого водорода» на 1 ГВт.

Любопытно, что здесь объём получаемого водорода выражен в мощности, а не в единицах массы. В принципе, выражение объёма энергоносителя в энергетических единицах популярно во всём мире. Например, данные по запасам природного газа в ПХГ Европы давно уже представляются в ТВт-ч.
Однако, в случае водорода может быть некоторая путаница. Мощность часто соотносится с мощностью электролизёра, в то время как даже при 100% КИУМ объём получаемого водорода (если умножить мощность на время, чтобы перейти к энергетическим единицам) будет меньше примерно на четверть за счёт КПД на уровне 75%. В случае же голубого водорода (получение из природного газа с улавливанием углекислоты) установка (вероятно) будет работать с полной загрузкой, а понятие КПД, как в случае электролиза, здесь отсутствует (хотя при конверсии из природного газа, разумеется, также будут потери).

Будем считать, что 1 ГВт проекта это «честная» мощность, соответствующая уже получаемому водороду. Тогда 1 ГВт мощности даст за год нам водорода в энергетических единицах 1 ГВт * 8760 часов = 8760 ГВт-ч. Так как 1 кг водорода содержит 39,4 кВт-ч энергии, получаем, что проект голубого водорода BP может выдавать 222 тыс. тонн водорода в год.
В любом случае, при определении объёмов водорода через мощность нужно обращать внимание: это мощность электролизёров или объём водорода выраженный через энергетические единицы.
Подробности, рисунки, гиперссылки - в тексте. https://gasandmoney.ru/tendenczii/era-vodoroda/

Увлекательно, познавательно и экспертно о важнейшей отрасли.
Аналитика, научпоп и прогнозы на будущее: ближайшее и отдалённое.
Официальный телеграм-канал ассоциации «Глобальная энергия».
https://yangx.top/globalenergyprize

Любопытно развивается история с подрядчиками и возможной стоимостью строительства газоперерабатывающего завода на Балтике (выделение жирных фракций из газа, которые пойдут на газохимию). Цена вопроса - около 10 млрд евро. Обращу внимание, что речь здесь идёт только о строительстве ГПЗ, а связанный с ним СПГ-завод - это отдельная история и примерно такие же кап.затраты. https://yangx.top/Rupec/8972

Последнее время много разговоров про окупаемость "своей" солнечной/ветровой электроэнергии для частного сектора и особенного малого и среднего бизнеса. Т.к. тариф для последней категории уже достаточно высок, то СЭС и ВЭС в некоторых случаях оказывается сравнимы, а то даже дешевле, чем электричество из розетки.

На этом фоне как-то даже неудобно напоминать, что такой ценовой паритет связан исключительно с тем, что в цене сетевой энергии значительный вклад (около половины) — это стоимость передачи энергии по магистральным и особенно распределительным сетям. Если всё большее число потребителей будет переходит на распределённую генерацию, расходы на сети будут сначала перекладываться на прочих участников рынка, но в конечном счёте будут выделены в отдельную графу, условно «плата за доступ к сети». И тогда — либо не имей резерва из сети (а значит — ставь свою аккумуляцию, и получай совсем другую конечную цену), либо плати за линию, что опять-таки повышает полную себестоимость распределённой генерации.

Предполагаю, что в последнюю очередь (а возможно и никогда) «плата за линию» коснётся населения, но для него и нынешний тариф намного ниже, чем для среднего бизнеса, конкурировать ВИЭ у населения сложно.

Пока же успешная в некоторых случаях конкуренция распределённой («свои» СЭС, ВЭС) генерации с энергией из розетки основана исключительно на «паразитировании» на наличии имеющейся сети.

Очередной обзор газовых рынков на этот раз полностью посвящён вопросам СПГ, всё как мы любим.
Henry Hub (рынок США) — та же цена $2,6/млн БТЕ. Биржевая цена на газ в Европе (TTF) выросла на 0,1 до $6,6/млн БТЕ. Спотовая цена СПГ в Азии с поставкой в мае выросла на 0,1 до $6,9/млн БТЕ. Котировки достаточно высоки для текущего сезона, их поддерживает устойчиво дорогая нефть и необходимость возобновления запасов как в европейских ПХГ, так и в хранилищах СПГ в Азии.
Число работающих буровых на газ в США после нахождения в течение трёх недель на отметке в 92, снизилось на 1 единицу до отметки 91. Буровая «ушла» со сланцевого месторождения Haynesville.

Reuters справедливо отмечает, что экспорт СПГ становится важным фактором при балансировки газового рынка США. К концу текущего года ожидается, что экспорт составит около 10% от добычи (для грубой оценки, легко запомнить — речь идёт 100 с лишним млрд куб.м экспорта СПГ при 1+ трлн куб.м собственной добычи). Но пока нет причин ожидать снижения поставок: напомним, что экспорт СПГ будет продолжаться даже если покупатели получают только операционную прибыль (но убыток по полным затратам), т. к. заводы уже построены, а мощности оплачены по принципу «сжижай-или-плати». При ценах в США даже $3/млн БТЕ c учётом 15% расходов на сжижение, и скажем $1 доставки в Европу (сейчас цена транспортировки даже ниже), экспорт останется выгоден на операционном уровне при ценах в ЕС свыше $4,5/млн БТЕ.

Ценообразование на рынках СПГ
Total и китайская Shenergy заключили 20-летний контракт на поставку 1,4 млн т в год СПГ в КНР. Кроме того, компании создали СП по дистрибуции газа. Любопытно, что чуть ранее с той же Shenergy (а компания эта не самая известная, она за пределами «большой китайской тройки» - CNPC, CNOOC, Sinopec) заключил договор (правда небольшой по 200 тыс. т в год на 15 лет) и российский «Новатэк». Напомним, что Total является партнёром и совладельцем «Новатэка», а также и инвестором в российские арктические СПГ-проекты («Ямал СПГ», «Арктик СПГ-2»). Совпадение?
Появляется много новостей о заключении долгосрочных контрактов на поставку СПГ. С одной стороны, мы видим и рост доли спотовых продаж, как отражение растущей гибкости рынка СПГ. С другой стороны, после ценового всплеска на спотовом рынке этой зимой, импортёры больше стали задумываться о долгосрочных контрактах. Для производителей в условиях высокой конкуренции, долгосрочный контракт - это гарантированный сбыт. В 2019 году на долю спотового рынка пришлось 27%.
В долгосрочном контракте в АТР возможна не только нефтяная привязка (хотя она пока преобладает). Существуют варианты: привязкой к Henry Hub уже никого не удивишь, в единичных вариантах появляется и привязка к ценам спотового рынка АТР.

Но полноценной биржевой торговли СПГ в АТР пока нет, в определении спотовой цены приходится ориентироваться на индексы, которые поставляют ценовые агентства. Один из показателей ликвидности и доверия к таким ценовым индексам — биржевая торговля производными на них. Для самого популярного индекса — JKM (агентство Platts) объём торгов фьючерсами в марте составил 15,3 млн т СПГ или около 80 тыс. лотов. Этот объём соответствует годовому объёму в 184 млн т.
Во-первых, здесь мы видим очень стремительный рост торговли этим фьючерсным контрактом. Самых свежих данных пока нет, но график за период 2017-2019 годов говорит сам за себя.

Второе. Показатель зрелости биржевой торговли газом — т. н. churn rate – отношение объёма торгов на финансовом рынке к объёму торгов на физическом. Считается, что рынок ликвиден, если это отношение выше 10, а желательно 15. Объём спотовой торговли в АТР составляет около 20 млн т в год. В таком случае churn rate для индекса JKM составит 9! Это уже очень близко к формированию полноценного ликвидного рынка, что может привести к увеличению числа контрактов с привязкой к JKM.
То что не вошло в анонс, плюс подробности, картинки и гиперссылки — традиционно в тексте https://gasandmoney.ru/tendenczii/eksport-spg-balansiruet-rynok/