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/

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.

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

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/

Иллюстрация к обзору. Вот как выглядел украинский транзит в 1м квартале в последние годы. В 2021 году - минимум. Помогло переключение части южных объёмов транзита на Турецкий поток, плюс то, что ГП "потворствовал" отбору из европейских ПХГ. Обидно, конечно, что забронировали лишнего.

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.

написал нано-заметку по строящимся и запланированным нефтехимическим производствам 👇👇👇

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.

Написал простенький текст по годовым отчётностям российских химических компаний (нефтехимики, удобрения, метанол). Тема несколько занудная, кому интересна пробежаться по компаниям — прошу по ссылке. Здесь же выделю тенденции. В целом, для большинства компаний 2020 год оказался хуже 2019 года (странно, если бы было по другому), но пережили они его приемлемо.

Если говорить о нефтехимиках, то мы видели ценовой провал весной, но к концу года некоторые цены даже превышали доковидный уровень. Одновременно — ослабел рубль. С одной стороны, это поддержало выручку и прибыль в рублях, особенно для экспортёров. C другой стороны, для компаний с долговой нагрузкой чистая прибыль просела за счёт т. н. переоценки по курсовым разницам. В этом смысле смотреть правильней на операционную прибыль или EBITDA. Даже «Нижнекамскнефтехим», где без малого половина «проблемного» в 2020 году каучука в выручке, показал приемлемые результаты на операционном уровне (но по ЧП просел по причинам долга). СИБУР даже нарастил EBITDA за счёт запуска Запсибнефтехима.

Если говорить про производителей удобрений. Цены на азотные — немного просели в 2020 году. Цены на фосфорные остались на прежнему уровне. В этом контексте отчёты «Фосагро» и «Акрона». Цены на метанол (кстати как и на удобрения) уже и в 2019 году были на низком уровне, падать вниз просо особо некуда. Была сильная весенняя просадка, но к концу года цены выросли.

Прогноз на 2021 год пока позитивный. Цены на полимеры обновляют многолетние максимумы после проблем в Техасе, хотя, видимо, коррекция и нормализация всё же будет. Удобрения (и азот, и фосфор) дорожают. Рубль всё равно слабый на фоне геополитики. Для экспортёров это хорошо. Да и внутренние цены коррелируют часто с экспортом. Правда во внутренних историях вмешиваются регуляторы: обсуждалась заморозка цен на удобрения внутри страны на посевную, плюс доп. НДПИ для фосфорных. Подробнее, с табличками из отчётом и немного рисунков по ценам — традиционно по ссылке. https://rupec.ru/society/blogs/46579/

Очередной обзор газовых рынков. Henry Hub - котировки выросли на 0,2 до отметки в $2,7/млн БТЕ. Напомним, что сразу несколько прогнозов начала зимы ожидали «летних» цен вплоть до $3,5 за млн БТЕ, но позже сильные данные по добычи привели к понижению прогнозных цен. Сейчас потенциал роста цен остаётся минимальным, а все фьючерсы с поставкой в летние месяцы не превышают отметку в $2,9. На этом фоне тенденция к увеличению числа работающих буровых на газ в США сохраняется, по итогам недели рост на 1 единицу до отметки 94. Для сравнения, в это же время год назад работало 89 буровых.

Биржевая цена на газ в Европе (TTF, фьючерс с поставкой в следующем месяце) сильно выросла на 0,6 до $7,2/млн БТЕ. Это высокие цены для межсезонья.
По словам Павла Завального, Россия ожидает завершение строительства «Северного потока-2» летом. К концу лета могут начаться тестовые работы, а Германия получит первый газ. Здесь нужно отметить, что развитие событий с запуском СП-2 влияет и на определение тактики «Газпрома» по объёмам транзита на украинском направлении. Если СП-2 будет построен летом, значит сейчас можно загружать украинский транзит по минимуму сверх оплаченных объёмов. Но правда если цены в ЕС будут близки к АТР, то можно потерять часть объёмов за счёт массового притока СПГ. Сейчас спотовая цена поставки СПГ в Азии с поставкой в июне составила $7,6/млн БТЕ, разница с ЕС невелика.

Cheniere Energy, пионер американского экспорта СПГ и крупнейший в настоящее время экспортёр в США (6 линий Sabine Pass LNG и 3 линии Corpus Christi LNG) опубликовала небольшое исследование с собственным видением рынка СПГ и зелёной повестки в этом контексте. Подобранные компанией сценарии предполагают умеренный рост спроса на СПГ. Например, нет удвоения к 2040 году, а на ближайшие несколько лет возможные кривые спроса находятся ниже объёма предложения, что предполагает избыток на рынке.

Причины понятны: компания уже построила свои мощности СПГ, поэтому рисовать прогнозы повышенного спроса для поддержки новых проектов ей совсем не обязательно.
Одновременно, Cheniere оценила себестоимость производства СПГ, в т.ч с учётом оплаты углеродного следа.

Водород в России: следим за зарубежным опытом.

Россия вероятно всё же взялась за низкоуглеродную повестку. Водород может стать одним из ключевых элементов новой конструкции. Сильны и экспортные амбиции, обсуждается возможность экспорта из России от 7,9 до 33,4 млн т водорода к 2050 году, выручка оценивается от 24 до 100 млрд в год. Как видно из этих цифр, средняя экспортная цена составит в таком случае 3 доллара за килограмм. Вероятно сюда входит как стоимость производства, так и транспортировки.

Вопрос транспортировки скорее является даже более важным, чем вопрос производства. Водород в сжиженном виде транспортировать очень дорого (напомним, ожидаем этим летом первую тестовую поставку из Австралии в Японию), хотя немецкая RWE уже обсуждает возможности подобных поставок из Австралии в Европу. За исключением нескольких экзотических способов, остаётся транспорт по трубам.

В России уже поднимается вопрос допуска производителей водорода в газотранспортную систему. Но вопросов пока больше, чем ответов. И вопросы не только организационно-правовые, но и технические. Так или иначе, тренд на использование газовых сетей для транспортировки водорода сейчас наблюдается во всём мире. Причины понятны: использовать действующие сети удобней, чем строить новые. При этом, т. к. переход на водород будет постепенный, на первом этапе планируется транспортировать газоводородные смеси.
Европа заявила о планах перевести на водород 40 тыс. км газовых сетей. На 69% предполагается переоборудование существующих газопроводов, на 31% - строительство новых трубопроводов. Но сколько это будет стоить? От 50 до 100 млрд долларов!

В 2.5 раза подробнее+картинки+гиперссылки = традиционно в тексте. https://gasandmoney.ru/tendenczii/spg-ili-vodorod/

Еженедельные обзоры газовых рынков завершены, их место в ближайшее время займут колонки. У обоих форматов есть свои плюсы и минусы, пока получается так.

Вышел ежегодный обзор рынка СПГ от GIIGNL, смотрим там традиционно долю спотовых продаж СПГ.

Итак: в 2020 году "чистый спот" - 35% (27% в 2019 году), "спот и краткосрочные контракты (длительностью менее 4х лет)" - 40% рынка!

Написал колонку, где попытался продемонстрировать всё многообразие подходов в процессе декарбонизации, но остаётся главный вопрос — сколько же нам будет стоить создание дублирующей (в лучшем случае) инфраструктуры. Краткое содержание — ниже.

Пусть цветут сто цветов декарбонизации: но кто за это заплатит?
Компания Shell совместно с партнёрами оценивает целесообразность проектов по использованию водорода и топливных элементов в качестве источника энергии для судоходства. Итого, в бункеровке у нас будет (1) традиционная на нефтепродуктах, (2) СПГ, (3) метанол, (4) аммиак, (5) аккумуляторы, и (6) водород-топливные элементы.
Аммиак и водород вроде бы «идеологически» близки, аммиак часто рассматривается как удобная форма хранения и транспортировки водорода. Но если аммиак планируется использовать в разрабатываемых для этих целей двигателях внутреннего сгорания, то водород пойдёт в топливные элементы (и далее в электродвигатель).

Часть этих тенденций (СПГ, метанол) связаны не только с декарбонизацией, но также и с ужесточением норм в морском транспорте по выбросам оксидов азота и серы. Но разделить два процесса уже сложно, использование СПГ как судового топлива позволит одновременно снизить и уровень выбросов CO2.

Аналогичные трудности и в транспортном сухопутном секторе. Проблема «курица или яйцо» - дефицит соответствующих заправок сдерживает развитие транспортных средств, скажем, на СПГ, аккумуляторах или водороде, а маленькое количество машин на альтернативных источниках энергии мешает окупаемости потенциальной новой заправочной сети.

Если взглянуть на другие сегменты, то здесь те же вопросы. Использование новых видов топлив приводит нас к необходимости создания дублирующей инфраструктуры. Именно поэтому водородная энергетика сейчас пытается всеми способами «присоседиться» к действующим газотранспортным сетям. Всё больше мы слышим о использовании газово-водородных смесей. Но вопросов пока больше, чем ответов. Обсуждаются допуски подмешивания водорода. Но даже помимо необходимой модификации части оборудования существует оборудование, требующее настройки под фиксированную (в рамках диапазона) калорийность топлива. Каким образом в таком случае удастся изменять долю водорода в смеси или она будет фиксированной? По оценкам ЕС, создание водородной сети на 40 тыс. км, даже с привлечением газовых сетей обойдётся в десятки миллиардов долларов.

Пока же текущий пример. Европа переводит инфраструктуру низкокалорийного газа с месторождения Гронинген на «обычный», по мере снижения добычи. Задача на $9 млрд только в одной только Германии. И речь здесь идёт всего лишь о замене менее калорийного природного газа, где в смеси метан частично замещён азотом, на более калорийный, в рамках относительно небольшой сети.

На этом фоне, становится проще понять логику подхода, который подразумевает максимальную электрификацию энергетики. При известных минусах этого подхода (например, потери при использовании электрического отопления), в таком случае мы получаем единую для всех видов топлива распределительную сеть (электросети), а тот же водород можно получать и хранить c минимальной транспортировкой.
Что касается магистральных сетей исключительно для «зелёного водорода», то здесь возможны варианты — строить «водородопровод» с оффшорных ветряков или транспортировать э/э, получая водород уже на суше.

Итого, мы увидим конкуренцию самых различных подходов в декарбонизации. Возможно, эти «сто цветов» останутся с нами навсегда или конкуренцию выиграют несколько наиболее удачных способов. Но за всё заплатит потребитель и экономика.
Конечно, человечество, а точнее, его часть, достигло такого уровня развития, что может себе позволить оплачивать дорогую энергию. Но не стоит забывать, что по 30-50 тысяч только британцев ежегодно умирают от переохлаждения, так как экономят на обогреве жилья в сезон. С инкорпорированием, к примеру, того же водорода в энергобаланс расходы на энергию только увеличатся.
В 2 раза подробнее — традиционно по ссылке. https://gasandmoney.ru/tendenczii/pust-czvetut-sto-czvetov-dekarbonizaczii-no-kto-za-eto-zaplatit/