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/
- 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/
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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 8 по 15 марта
По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — котировки вновь незначительно снизились, на 0,1 до отметки в $2,6/млн БТЕ. Данные о запасах в ПХГ говорят, что объём отбора…
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/
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/
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/
Gas and Money
Обзор газовых рынков за период с 15 по 21 марта
По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — котировки вновь снизились: на 0,1 до отметки в $2,5/млн БТЕ. Среди причин называют мягкую погоду марте в регионах с традиционно…
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
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
РИА Новости
Пик в 2040-м: как Россия будет добиваться, чтобы ей платили за газ
Несмотря на известные тенденции, связанные с развитием возобновляемых источников энергии и т. н. энергопереходом, у сжиженного природного газа (СПГ) по-прежнему РИА Новости, 25.03.2021
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/
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/
Gas and Money
Эра водорода
Обзор газовых рынков за период с 22 по 28 марта По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — котировки после нескольких недель снижения незначительно выросли на 0…
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
Аналитика, научпоп и прогнозы на будущее: ближайшее и отдалённое.
Официальный телеграм-канал ассоциации «Глобальная энергия».
https://yangx.top/globalenergyprize
Telegram
Глобальная энергия
Тренды и технологии в мировой энергетике.
Официальный телеграм-канал ассоциации «Глобальная энергия».
Для связи: [email protected]
Официальный телеграм-канал ассоциации «Глобальная энергия».
Для связи: [email protected]
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
Telegram
RUPEC News
🛎“Ведомости”: стоимость EPSS-контракта “Русхимальянса” и Linde для проекта в Усть-Луге может составить €5 млрд
«Русхимальянс» намерен снизить примерно вдвое стоимость контракта по созданию газоперерабатывающего завода (ГПЗ) в Усть-Луге, сообщают «Ведомости»…
«Русхимальянс» намерен снизить примерно вдвое стоимость контракта по созданию газоперерабатывающего завода (ГПЗ) в Усть-Луге, сообщают «Ведомости»…
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.
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/
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/
Gas and Money
Экспорт СПГ балансирует рынок
Обзор газовых рынков за период с 29 марта по 4 апреля По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — котировки остались практически на прежнем уровне (незначительно…
Минутка дружеской рекламы, для интересующихся водородной энергетикой. Своё мероприятие по этой теме проводит Российско-Германская внешнеторговая палата:
22 апреля Российско-Германская внешнеторговая палата (ВТП) организует панельную дискуссию по водородной энергетике. Мероприятие пройдет в рамках 18-й Недели Германии в Санкт-Петербурге. Приглашаем к участию экспертов, представителей бизнеса и исследовательских сообществ. Офлайн-сессия состоится в офисе компании Deutsche Telekom IT Solutions (Санкт-Петербург, 13-ая линия В.О., 14). Подробная информация и форма регистрации доступны на сайте ВТП.
22 апреля Российско-Германская внешнеторговая палата (ВТП) организует панельную дискуссию по водородной энергетике. Мероприятие пройдет в рамках 18-й Недели Германии в Санкт-Петербурге. Приглашаем к участию экспертов, представителей бизнеса и исследовательских сообществ. Офлайн-сессия состоится в офисе компании Deutsche Telekom IT Solutions (Санкт-Петербург, 13-ая линия В.О., 14). Подробная информация и форма регистрации доступны на сайте ВТП.
Forwarded from RUPEC News
Обсуждение рекордных цен (в феврале-марте) на сжиженные углеводородные газы (СУГ) в России — последнее время популярная тема, освещаемая в том числе и RUPEC. В дискуссии между производителями и потребителями в этот раз ФАС скорее встала на сторону первых, отметив, что низкие температуры стали этой зимой одной из причин роста цен на СУГ, которые используются для в том числе для отопления домов.
Как сообщает ТАСС, среднемесячная температура воздуха в России в феврале оказалась ниже нормы впервые за 9 лет. В связи с этим зима 2020-2021 года в России также оказалась аномально холодной.
Напомним, что на коммунально-бытовые нужды (правда, сюда входит и СУГ для транспортного сектора) приходится около трети от общего объёма производства СУГ в России.
Рисунок: Аналитический центр ТЭК РЭА
Как сообщает ТАСС, среднемесячная температура воздуха в России в феврале оказалась ниже нормы впервые за 9 лет. В связи с этим зима 2020-2021 года в России также оказалась аномально холодной.
Напомним, что на коммунально-бытовые нужды (правда, сюда входит и СУГ для транспортного сектора) приходится около трети от общего объёма производства СУГ в России.
Рисунок: Аналитический центр ТЭК РЭА
Очередной обзор газовых рынков. Henry Hub: минус 0,1 до $2,5/млн БТЕ. Биржевая цена в Европе осталась на отметке $6,6/млн БТЕ. Спотовая цена поставки СПГ в Азии с поставкой в мае заметно выросла на 0,4 до $7,3/млн БТЕ. Различные подробности — в тексте, здесь же в этот раз выделю два сюжета.
1. Украинский транзит: «Газпром» переплатил за первый квартал
Оператор ГТС Украины опубликовал агрегированную статистику по транзиту за 1ый квартал. Транзит газа находится на минимальном за последние годы уровне. Напомним, что оплаченный (качай-или-плати) объём транзита составляет 40 млрд в год, равномерно распределённый по дням. Это — около 10 млрд куб.м за квартал (но в 1м квартале чуть меньше, за счёт того, что в нём 90 из 365 дней). Прокачка же составила 10,4 млрд, всего на 5% (около 500 млн куб.м) больше обязательных объёмов. Это связано в том числе и с тем, что «Газпром» дал возможность европейским потребителям максимально опустошить хранилища.
Но есть и негативный аспект. Забронированные дополнительные мощности составили 2,1 млрд кубометров. То есть «Газпром» переплатил за неиспользованную возможность транзита примерно 1,6 (2,1-0,5) млрд кубометров газа. В зависимости от условий бронирования применяется повышающий коэффициент к базовому тарифу, избыточные расходы можно оценить в сумму не менее $50 млн. Возможно «Газпрому» было бы правильнее бронировать мощности в ежесуточном режиме — повышающий коэффициент чуть выше, зато не было бы такого высокого уровня недоиспользования.
2. О связи природного газа, водорода и CCS
Сейчас мы всё чаще слышим о глобальных CCS-проектах (улавливание и захоронение СО2), хотя действующие мощности (40 млн т) в масштабах мировой энергетике совершенно смешные — на уровне пилотных проектов.
Но если подходить к будущей полной декарбонизации мировой энергетике как к данности, то технологии CCS - практически единственный вариант для производителей углеводородов остаться на рынке.
Проектам помогает рост стоимости выбросов углекислоты (в ЕС — уже около $50 за тонну). В США существует налоговый вычет в $35-$50 за тонну захороненного углекислого газа, обсуждается возможность таких вычетов в Канаде.
На другой чаше весов — себестоимость CCS. И здесь главное то, что она может варьироваться в очень широких пределах. Себестоимость состоит из цены закачки и хранения CO2 (обычно это небольшие суммы на уровне $10), транспортировки (здесь большой разброс, от единиц-десятков долларов, если все места для захоронения рядом до сотен, если место захоронения далеко) и непосредственно улавливания (от 50 до 100+ долларов за тонну).
Стоимость улавливание зависит от процесса. Например, она низка при производстве аммиака (а значит и водорода, который является промежуточным продуктом при синтезе аммиака), но намного выше при улавливании углекислоты получающейся при сгорании газа уже на ТЭС.
Из этого следует, что с точки зрения технологий CCS, производство голубого водорода из природного газа может оказаться по полной себестоимости более удачным вариантом, чем сжигание природного газа с последующим улавливанием углекислоты. Конечно, схема «водород+ccs» имеет и минусы: конверсия газа в водород сопровождается потерями, а транспортировка водорода окажется дороже, чем транспорт газа.
Другой аспект - транспортные расходы. Наблюдатели уже рисуют проекты когда природный газ будет транспортироваться по новым трубопроводам с новых месторождений в России в Европу, а углекислота - возвращаться по старым трубам укрГТС (удобно: о возможных утечках можно сильно не думать) в район отработанных российских газовых месторождений, куда можно закачивать углекислоту.
Но взлетит ли такой проект на практике? Очень дорогая транспортировка CO2 (при том, что углекислого газа нужно вернуть по массе в 2,8 раз больше, чем забрали метана). Но что только не придумают, чтобы найти задачу для украинской ГТС. Подробнее — в тексте.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/globalnyj-spros-na-spg-rastet/
1. Украинский транзит: «Газпром» переплатил за первый квартал
Оператор ГТС Украины опубликовал агрегированную статистику по транзиту за 1ый квартал. Транзит газа находится на минимальном за последние годы уровне. Напомним, что оплаченный (качай-или-плати) объём транзита составляет 40 млрд в год, равномерно распределённый по дням. Это — около 10 млрд куб.м за квартал (но в 1м квартале чуть меньше, за счёт того, что в нём 90 из 365 дней). Прокачка же составила 10,4 млрд, всего на 5% (около 500 млн куб.м) больше обязательных объёмов. Это связано в том числе и с тем, что «Газпром» дал возможность европейским потребителям максимально опустошить хранилища.
Но есть и негативный аспект. Забронированные дополнительные мощности составили 2,1 млрд кубометров. То есть «Газпром» переплатил за неиспользованную возможность транзита примерно 1,6 (2,1-0,5) млрд кубометров газа. В зависимости от условий бронирования применяется повышающий коэффициент к базовому тарифу, избыточные расходы можно оценить в сумму не менее $50 млн. Возможно «Газпрому» было бы правильнее бронировать мощности в ежесуточном режиме — повышающий коэффициент чуть выше, зато не было бы такого высокого уровня недоиспользования.
2. О связи природного газа, водорода и CCS
Сейчас мы всё чаще слышим о глобальных CCS-проектах (улавливание и захоронение СО2), хотя действующие мощности (40 млн т) в масштабах мировой энергетике совершенно смешные — на уровне пилотных проектов.
Но если подходить к будущей полной декарбонизации мировой энергетике как к данности, то технологии CCS - практически единственный вариант для производителей углеводородов остаться на рынке.
Проектам помогает рост стоимости выбросов углекислоты (в ЕС — уже около $50 за тонну). В США существует налоговый вычет в $35-$50 за тонну захороненного углекислого газа, обсуждается возможность таких вычетов в Канаде.
На другой чаше весов — себестоимость CCS. И здесь главное то, что она может варьироваться в очень широких пределах. Себестоимость состоит из цены закачки и хранения CO2 (обычно это небольшие суммы на уровне $10), транспортировки (здесь большой разброс, от единиц-десятков долларов, если все места для захоронения рядом до сотен, если место захоронения далеко) и непосредственно улавливания (от 50 до 100+ долларов за тонну).
Стоимость улавливание зависит от процесса. Например, она низка при производстве аммиака (а значит и водорода, который является промежуточным продуктом при синтезе аммиака), но намного выше при улавливании углекислоты получающейся при сгорании газа уже на ТЭС.
Из этого следует, что с точки зрения технологий CCS, производство голубого водорода из природного газа может оказаться по полной себестоимости более удачным вариантом, чем сжигание природного газа с последующим улавливанием углекислоты. Конечно, схема «водород+ccs» имеет и минусы: конверсия газа в водород сопровождается потерями, а транспортировка водорода окажется дороже, чем транспорт газа.
Другой аспект - транспортные расходы. Наблюдатели уже рисуют проекты когда природный газ будет транспортироваться по новым трубопроводам с новых месторождений в России в Европу, а углекислота - возвращаться по старым трубам укрГТС (удобно: о возможных утечках можно сильно не думать) в район отработанных российских газовых месторождений, куда можно закачивать углекислоту.
Но взлетит ли такой проект на практике? Очень дорогая транспортировка CO2 (при том, что углекислого газа нужно вернуть по массе в 2,8 раз больше, чем забрали метана). Но что только не придумают, чтобы найти задачу для украинской ГТС. Подробнее — в тексте.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/globalnyj-spros-na-spg-rastet/
Gas and Money
Глобальный спрос на СПГ растет
Обзор газовых рынков за период с 5 по 11 апреля По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — котировки снизились на 0,1 до отметки в $2,5/млн БТЕ. Но это майская поставка…
Forwarded from RUPEC News
СИБУР разрушает западную монополию на антипирены
Антипирены — вещества, предохраняющие материалы от воспламенения и самостоятельного горения. В контексте полимерного рынка эти добавки особенно актуальны для производителей теплоизоляционных материалов, вспененного и экструдированного полистирола (ПСВ, ЭППС). Крупнейшим российским производителям ПСВ и ЭППС приходится сейчас закупать дорогостоящие зарубежные антипирены на олигопольном рынке.
Суммарный объем потребления в РФ составляет в среднем 1040 тонн антипирена в год на фоне глобального спроса в 40 000 тонн в год. Но начиная с 2020 года из-за высокой стоимости полимерного антипирена, часть российских потребителей была вынуждена переходить на олигомерные антипирены, которые находятся в списке веществ, рассматриваемых к запрету использования в ЕС и восточной Европе. В перспективе это могло привести к ограничению продаж отечественных производителей ПСВ на экспорт.
Например, популярный неполимерный антипирен, гексабромциклододекан (HBCD) запрещён в производстве и использовании в Японии с 2014 года, в Канаде с 2017 года. В США и Европе замещение HBCD активно идет с 2016 года и полностью завершится к 2021. В Китае на текущий момент основное производство HBCD прекращено, на складах лежат остатки ранее наработанной продукции, идёт процесс замещения.
Полноценная замена HBCD: бутадиен-стирол-бромированный сополимер PolyFR (полимерный антипирен). Он наиболее безвреден, поэтому нет предпосылок по исключению из списка разрешенных антипиренов. Но только два производителя в мире (Lanxess и ICL) производят PolyFR по лицензии Dow, которая разрабатывала технологию в течение десяти лет и закрыла её патентами.
На этом фоне создание отечественного производства единственного рекомендованного в ЕС полимерного антипирена делает заявку на разрушение западной монополии на этот продукт.
Специалисты НИОСТ (R&D-подразделение СИБУРа) завершили работы по созданию собственного полимерного антипирена, который необходим для производства теплоизоляционных материалов и соответствует самым высоким требованиям к их безопасности и экологичности. Разработка ученых СИБУРа ничем не уступает аналогам из Европы и Азии и внесена Роспатентом в список ТОП-10 изобретений России 2020 года.
Первые поставки отечественного антипирена планируется начать уже во втором квартале этого года, а в перспективе их объем будет доведён до 4 500 тонн в год. Как видно, потенциальные объёмы производства почти в четыре раза превышают внутренний спрос, а значит, значительная часть их будет экспортироваться. Среди возможных направлений экспорта полимерного антипирена из России - Европа и Китай, у которого собственных технологий получения такой добавки нет. Суммарный объем потребления антипирена в Европе, Турции и России составляет около 15 000 тонн в год.
Антипирены — вещества, предохраняющие материалы от воспламенения и самостоятельного горения. В контексте полимерного рынка эти добавки особенно актуальны для производителей теплоизоляционных материалов, вспененного и экструдированного полистирола (ПСВ, ЭППС). Крупнейшим российским производителям ПСВ и ЭППС приходится сейчас закупать дорогостоящие зарубежные антипирены на олигопольном рынке.
Суммарный объем потребления в РФ составляет в среднем 1040 тонн антипирена в год на фоне глобального спроса в 40 000 тонн в год. Но начиная с 2020 года из-за высокой стоимости полимерного антипирена, часть российских потребителей была вынуждена переходить на олигомерные антипирены, которые находятся в списке веществ, рассматриваемых к запрету использования в ЕС и восточной Европе. В перспективе это могло привести к ограничению продаж отечественных производителей ПСВ на экспорт.
Например, популярный неполимерный антипирен, гексабромциклододекан (HBCD) запрещён в производстве и использовании в Японии с 2014 года, в Канаде с 2017 года. В США и Европе замещение HBCD активно идет с 2016 года и полностью завершится к 2021. В Китае на текущий момент основное производство HBCD прекращено, на складах лежат остатки ранее наработанной продукции, идёт процесс замещения.
Полноценная замена HBCD: бутадиен-стирол-бромированный сополимер PolyFR (полимерный антипирен). Он наиболее безвреден, поэтому нет предпосылок по исключению из списка разрешенных антипиренов. Но только два производителя в мире (Lanxess и ICL) производят PolyFR по лицензии Dow, которая разрабатывала технологию в течение десяти лет и закрыла её патентами.
На этом фоне создание отечественного производства единственного рекомендованного в ЕС полимерного антипирена делает заявку на разрушение западной монополии на этот продукт.
Специалисты НИОСТ (R&D-подразделение СИБУРа) завершили работы по созданию собственного полимерного антипирена, который необходим для производства теплоизоляционных материалов и соответствует самым высоким требованиям к их безопасности и экологичности. Разработка ученых СИБУРа ничем не уступает аналогам из Европы и Азии и внесена Роспатентом в список ТОП-10 изобретений России 2020 года.
Первые поставки отечественного антипирена планируется начать уже во втором квартале этого года, а в перспективе их объем будет доведён до 4 500 тонн в год. Как видно, потенциальные объёмы производства почти в четыре раза превышают внутренний спрос, а значит, значительная часть их будет экспортироваться. Среди возможных направлений экспорта полимерного антипирена из России - Европа и Китай, у которого собственных технологий получения такой добавки нет. Суммарный объем потребления антипирена в Европе, Турции и России составляет около 15 000 тонн в год.
rupec.ru
"Сибур" разработал собственный экологичный антипирен
Специалисты НИОСТ (R&D-подразделение "Сибура") завершили работы по созданию полимерного антипирена, который необходим для производства теплоизоляционных материалов.<br />
написал нано-заметку по строящимся и запланированным нефтехимическим производствам 👇👇👇
Forwarded from RUPEC News
Удои утроятся
Какие проекты стоят за планами по кратному увеличению производства нефтехимической продукции?
Россия планирует к 2030 году нарастить свою долю на мировом нефтегазохимическом рынке до 7-8%. Об этом сообщил замминистра энергетики РФ Павел Сорокин. Нефтехимия может принести от $9 млрд до $18 млрд дополнительного несырьевого экспорта в год за счет выпуска 8 – 16 млн тонн продукции.
Если говорить о цифрах по итогам 2020 года, то в нашей стране было произведено 6,8 млн т крупнотоннажных полимеров (полиэтилен, полипропилен, ПВХ, полистирол, ПЭТФ) или 8,1 млн т с учётом синтетических каучуков.
О перспективах. Сначала — практически гарантированные объемы.
1) Уже строящийся "Амурский ГХК" даст 2,7 млн т продукции — 2,3 млн т ПЭ и 400 тыс. т ПП.
2) "Балтийский ГХК", который вероятно будет полностью запущен после 2025 года — до 3 млн т ПЭ.
3) Ещё одно строящееся производство - "Иркутский завод полимеров" — 650 тыс. т ПЭ в год.
Эти три проекта ответственны и за кратный рост объёмов переработки этана. На "Амурском ГХК" будет вовлекаться свыше 2 млн т этана, на "Балтийском ГХК" — 3,6 млн т, на "Иркутском заводе полимеров" - до 900 тыс. т. В сумме — 6,5 млн т.
На "Нижнекамскнефтехиме" строится пиролиз (на нафте), мощность по этилену 600 тыс. т, кроме того будет производиться ещё 270 тыс. т пропилена, а также 248 тыс. т. бензола, 89 тыс. т бутадиена. Большая часть этих продуктов пойдёт на производство полимеров, в любом случае, всё это — нефтехимическая продукция.
Итого: 6,35 млн т по первым трем исключительно полимерным проектам + 1,2 млн т продукты пиролиза на НКНХ = 7,55 млн т.
Наконец, ещё есть и среднетоннажная химия. Например, строится производство малеинового ангидрида компании "Сибур" (45 тыс. т). Тут нужно отметить, что "Казаньоргсинтез" готовится к строительству своего производства сэвилена (этиленвинилацетат, 100 тыс. т), но пока учитывать этот проект не стоит, т. к. существует вероятность двойного счета: если этилен в качестве сырья будет использоваться с уже упомянутого нового комплекса НКНХ.
В любом случае, практически гарантированных без малого 8 млн т новой нефтехимической продукции к 2030 году у нас набирается.
Что касается вероятных проектов, то здесь, конечно, существует простор для спекуляций.
1) 500 тыс. т полипропилена на Нижегородском НПЗ "Лукойла" (FID ожидается в 2022 году, возможно этот проект можно учитывать и в гарантированных объемах).
2) 1 млн т продукции "Газпром нефтехим Салават" (в сумме полиэтилена и полипропилена)
3) Еще 1,2 млн тонн продукции на втором этиленовом комплексе НКНХ.
4) До 3,4 млн т продуктов нефтехимии на "Восточной нефтехимической компании".
5) Недавние новости о планах по строительству нефтехимического завода в Удмуртии, на нефтяном сырье (до 2 млн т сырья, можно ожидать выход около 1,5 млн т продукции)
Итого: 7,6 млн т. С учетом возможных небольших расширений на некоторых действующих производствах
(например, на "Ставролене" +100-200 тыс. т к действующим мощностям) вот так получаются еще 8 млн т. Можно вспомнить и о проекте "КИК" в Астраханской области на 650 тыс. т ПВХ.
Напомним, что также обсуждается возможность монетизации запасов жирного газа полуострова Ямал (прорабатываются различные варианты — строительство нефтехимического производства непосредственно на полуострове или вывоз сырья в более удобные регионы), но вероятно, в этом случае заводы будут запущены уже после 2030 года.
Чуть подробнее и рисунками - в колонке RUPEC.
Какие проекты стоят за планами по кратному увеличению производства нефтехимической продукции?
Россия планирует к 2030 году нарастить свою долю на мировом нефтегазохимическом рынке до 7-8%. Об этом сообщил замминистра энергетики РФ Павел Сорокин. Нефтехимия может принести от $9 млрд до $18 млрд дополнительного несырьевого экспорта в год за счет выпуска 8 – 16 млн тонн продукции.
Если говорить о цифрах по итогам 2020 года, то в нашей стране было произведено 6,8 млн т крупнотоннажных полимеров (полиэтилен, полипропилен, ПВХ, полистирол, ПЭТФ) или 8,1 млн т с учётом синтетических каучуков.
О перспективах. Сначала — практически гарантированные объемы.
1) Уже строящийся "Амурский ГХК" даст 2,7 млн т продукции — 2,3 млн т ПЭ и 400 тыс. т ПП.
2) "Балтийский ГХК", который вероятно будет полностью запущен после 2025 года — до 3 млн т ПЭ.
3) Ещё одно строящееся производство - "Иркутский завод полимеров" — 650 тыс. т ПЭ в год.
Эти три проекта ответственны и за кратный рост объёмов переработки этана. На "Амурском ГХК" будет вовлекаться свыше 2 млн т этана, на "Балтийском ГХК" — 3,6 млн т, на "Иркутском заводе полимеров" - до 900 тыс. т. В сумме — 6,5 млн т.
На "Нижнекамскнефтехиме" строится пиролиз (на нафте), мощность по этилену 600 тыс. т, кроме того будет производиться ещё 270 тыс. т пропилена, а также 248 тыс. т. бензола, 89 тыс. т бутадиена. Большая часть этих продуктов пойдёт на производство полимеров, в любом случае, всё это — нефтехимическая продукция.
Итого: 6,35 млн т по первым трем исключительно полимерным проектам + 1,2 млн т продукты пиролиза на НКНХ = 7,55 млн т.
Наконец, ещё есть и среднетоннажная химия. Например, строится производство малеинового ангидрида компании "Сибур" (45 тыс. т). Тут нужно отметить, что "Казаньоргсинтез" готовится к строительству своего производства сэвилена (этиленвинилацетат, 100 тыс. т), но пока учитывать этот проект не стоит, т. к. существует вероятность двойного счета: если этилен в качестве сырья будет использоваться с уже упомянутого нового комплекса НКНХ.
В любом случае, практически гарантированных без малого 8 млн т новой нефтехимической продукции к 2030 году у нас набирается.
Что касается вероятных проектов, то здесь, конечно, существует простор для спекуляций.
1) 500 тыс. т полипропилена на Нижегородском НПЗ "Лукойла" (FID ожидается в 2022 году, возможно этот проект можно учитывать и в гарантированных объемах).
2) 1 млн т продукции "Газпром нефтехим Салават" (в сумме полиэтилена и полипропилена)
3) Еще 1,2 млн тонн продукции на втором этиленовом комплексе НКНХ.
4) До 3,4 млн т продуктов нефтехимии на "Восточной нефтехимической компании".
5) Недавние новости о планах по строительству нефтехимического завода в Удмуртии, на нефтяном сырье (до 2 млн т сырья, можно ожидать выход около 1,5 млн т продукции)
Итого: 7,6 млн т. С учетом возможных небольших расширений на некоторых действующих производствах
(например, на "Ставролене" +100-200 тыс. т к действующим мощностям) вот так получаются еще 8 млн т. Можно вспомнить и о проекте "КИК" в Астраханской области на 650 тыс. т ПВХ.
Напомним, что также обсуждается возможность монетизации запасов жирного газа полуострова Ямал (прорабатываются различные варианты — строительство нефтехимического производства непосредственно на полуострове или вывоз сырья в более удобные регионы), но вероятно, в этом случае заводы будут запущены уже после 2030 года.
Чуть подробнее и рисунками - в колонке RUPEC.