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/

Вдогонку к сегодняшней подводке к колонке. Меня тут коллеги слегка покритиковали по цифрам. Речь о смертности в Великобритании из-за энергетической бедности. Сначала взял просто цифры избыточной зимней смертности (с указанием на это в колонке) — это 30-50 тыс. за год. Она оценивается как превышение смертности в декабре-марте по сравнению со средним в оставшейся период. Вопрос в том, какая её часть связана непосредственно с энергетической бедностью, другими словами, экономии на отоплении. Тут есть разные спекуляции (вплоть до тех же 50 тыс.), но большинство оценок всё же говорят о 10 тыс. в год, причём как верхняя граница. С другой стороны, есть случаи смертности из-за проблем с отоплением и за пределами этого периода (например, ноябрь), которые вообще не попадают в статистику. Изначально не стал сильно погружаться в проблему, т. к. всё-таки эти цифры по касательной относятся к энергетике, сама проблема известна давно (и помимо крайних случаев в виде смертей, это ещё и хронические заболевания, и много чего ещё) и по мне, что 10 тыс., что 30 или 50 тыс. случаев - одинаковые аргументы, чтобы задуматься. Но точность лишней не бывает.

После вчерашней новости, что «Арктик СПГ-2» (основной акционер «Новатэк») заключил 20-летние контракты на весь объём производства СПГ, попадается много постов и даже более крупных материалов, что вот, мол, весь СПГ законтрактован, газ всем нужен ит.п. Газ действительно нужен.

Но тут нужно отметить, что речь идёт о контрактах на продажу с самими участниками проекта «Арктик СП-2» (по сути продажа самим себе), т. е. здесь скорее формальный момент (хотя и необходимый, плюс к тому точки сдачи Мурманск и Камчатка, т.е. арктический вывоз берёт на себя полностью "Арктик СПГ-2"). Таким образом, зафиксировано, что СПГ будет распределяться пропорционально доли участия, это уже было известно и ранее (в «Ямал СПГ» была чуть другая схема). А уже далее участники проекта сами будут решать, что делать со своей частью СПГ: продавать другим участникам рынка по долгосрочному контракту (например, такие контракты для своей доли заключает сам «Новатэк»), оставлять часть для трейдинга на спот-рынке или использовать для нужд своей страны (актуально для компаний из стран-импортёров СПГ).

Долгий путь к "зеленому полимеру"
Механическая переработка пока остается основным решением проблемы полимерных отходов

Написал текст про вторичную переработку полимеров. Здесь краткая выжимка, а картинки и подробности - традиционно по ссылке.
Говорить об актуальности излишне, но стоит отметить, что в переработку инвестируют и производители пластиков. С одной стороны — это имидж. С другой стороны, через десятилетия объёмы переработки вероятно превысят объём производства, поэтому новые точки роста нужно создавать уже сейчас.

Пока основным способом является механическая переработка (если совсем грубо: отмыть, покрошить, переплавить), но это около 12% глобального производства полимеров. Самый популярный в переработке пластик — бутылочный ПЭТФ, даже в нашей стране это до 25% от объёмов потребления. Существует вопрос чистоты вторсырья, но т. к. в мире большая часть ПЭТФ идёт не на пищевые бутылки, а на полиэфирные волокна, то пока проблема решается перенаправлением бутылочного вторсырья на производство волокна.
В перспективе вопрос чистоты станет актуальней, т. к. глобальные производители напитков уже ставят цели в ближайшую десятилетку довести долю вторсырья до 25-100%.

Решить проблемы механической переработки (а это не только грязь, но и ограничение по числу циклов вторичного использования) может химическая переработка (расщепление до молекул или пиролиз), но пока это дорогой способ. Тем не менее, по оптимистичным прогнозам через десять лет объёмы рынка хим.переработки будет сопоставим с текущим объёмом рынка механической переработки (которая в свою очередь вырастет ещё больше и останется основной).

Так или иначе, некоторые типы полимерного сырья оказывается легко и выгодно переработать с минимальными издержками (очевидный пример: механическая переработка ПЭТФ из бутылок в полимерную продукцию непищевого применения). Но по мере того, как мы усложняем задачу (чистота, неограниченное повторное использование, вторичная переработка более сложных полимерных отходов), экономическая рентабельность переработки начинает снижаться. Чтобы стимулировать такую переработку необходимы уже и регуляторные меры и/или экономические стимулы.
В рамках такого подхода Евросоюз с 1 января 2021 года ввел новый налог — 0,8 евро за килограмм полимеров. Важно отметить, что он будет применяться не ко всей полимерной продукции, а только к объему непереработанного пластика, используемого при производстве упаковки. Налог в 0,8 евро за кг соответствует 800 евро за тонну. Для сравнения, средняя стоимость основных полимеров находится на уровне 1000-1200 евро за тонну (если оставить за скобками недавнее подорожание на фоне холодов в Техасе), но это оптовые цены сырья, плюс наценку добавит производство по созданию упаковочного материала. Нововведение стимулирует компании увеличивать долю переработанных пластиков в своей упаковке.

Отдельная история — наиболее радикальные представители экологов. Они хотели бы получить «идеальный полимер» - во-первых, биоразлагаемый (на безопасные соединения). Во-вторых, получаемый из возобновляемого сырья, чтобы полностью уйти от углеводородной экономики. Такие варианты также разрабатываются, но понятно, что путь к их масштабному применению ещё очень и очень долог.

В любом случае, пока все прогнозы говорят, что глобальный (в первую очередь, азиатский) спрос на полимеры превысит все возможности вторичной переработки, а актуальность роста объемов производства первичных полимеров не ставится под сомнение. Механическая переработка полимеров остается самым дешевым решением для снижения объема бытовых отходов в части полимерного сырья. Если же говорить о нашей стране, то первоочередной задачей становится полноценная реализация мусорной реформы и увеличение объемов раздельного сбора, после чего удастся предметно обсуждать и рост объемов вторичной переработки полимеров. Подробности - как обычно по ссылке
https://rupec.ru/society/blogs/46703/

Две новости импортозамещения и импортонезамещения в крупнотоннажном СПГ.

В апреле прошла новость, что «Линде Северсталь» (СП двух компаний, ранее это «Линде Силовые машины», но смена российского партнёра скорее формальность, т. к. владелец у обеих российских компаний один) на предприятии в Санкт-Петербурге в настоящее время производит спирально-витой теплообменник для «Арктик СПГ2». Теплообменников на заводе СПГ может быть несколько, но похоже это главный (указано, что ожижитель).

Конечно, это очень половинчатое импортозамещение, технология для завода СПГ куплена у Linde. Но тоже неплохо, всё же это ключевой элемент завода СПГ. Главный теплообменник для «Ямал СПГ» производился Air Products в США, тогда как раз пошли первые санкции, обсуждалось удастся ли поставить ит.п. Так что здесь хоть какой-то прогресс.
Напомню, что теплообменники для «Амурского ГПЗ» также производились в рамках данного СП.

Одновременно сообщается, что «Северсталь» поставила для «Арктик СПГ 2» и трубы большого диаметра, в т.ч. в хладостойком исполнении.

Вторая новость менее позитивная. Как сообщал на днях LNGnews, Siemens Energy отгрузил 9 компрессоров для трёх линий «Арктик СПГ 2» со своего предприятия в Германии. Вот только треть из них (для третьей линии) планировалось локализовать, но в результате дело до этого не дошло.

На баррель надейся, а сам не плошай: о чем говорят схемы развития нефтегазовой отрасли

На заседании 13 мая правительство рассматривало проекты генеральных схем развития нефтяной и газовой отраслей до 2035 года. Оставим за скобками вопрос об оправданности столь долгосрочных планов в сегодняшних условиях, когда рыночная конъюнктура меняется буквально на глазах, а прогнозы спроса и предложения пересматриваются каждый месяц. Посмотрим, что эти документы говорят нам о том, каким руководство страны видит будущее нефтегазовой сферы на ближайшие 15 лет.

–Из четырех представленных в проекте схемы развития нефтянки сценариев (максимальное раскрытие потенциала отрасли, благоприятный, умеренно-благоприятный и инерционны) основным выбран последний. Разумная осторожность, которая не может не радовать. В свете объявленной развитыми странами политики тотальной декарбонизации будущее нефтедобычи видится неопределенным и массированные инвестиции в ее развитие стоит как минимум отложить до того момента, когда станет понятно, с какой скоростью мир будет переходить на возобновляемые источники энергии.

–В своем выступлении премьер-министр Михаил Мишустин призвал «увеличить выпуск качественного бензина, керосина и дизельного топлива на российских НПЗ». Их доля к 2030 году должна составить «не менее 70%». Неоднозначное пожелание. С одной стороны, для выполнения экологических норм без качественного топлива не обойтись. С другой, «благодаря» программе развития нефтепереработки в стране и так избыток бензина и дизтоплива. При этом особенности налогообложения (пресловутый демпфер) делают нефтепереработку невыгодной либо для государства, либо для производителей, в зависимости от цены на нефть.

–По сведениям «Коммерсанта», одним из базовых положений генсхемы развития газовой отрасли стало требование, чтобы российский СПГ не конкурировал с российским же трубопроводным газом. Требование это не новое, о недопустимости такой конкуренции говорилось, еще когда СПГ-отрасль в России только начинала развиваться. Однако логика рынка диктует свои условия и в прошлом году эта конкуренция была признана практически официально. Будет обидно, если в угоду «Газпрому» будет приостановлено развитие самой на сегодняшний день перспективной отрасли ТЭК.

В «зелёном» тренде: американскому СПГ посчитают углеродный след.
Краткое содержание новой колонки.
Американская Cheniere Energy осуществила поставку углеродойнетрального СПГ в Европу. Углеродонейтральность полная (т. е. с учётом выбросов у конечного потребителя), она достигается за счёт «оффсетов». Но таких поставок в мире считанное число, это имиджевая история.
Расчёты выбросов при поставке такого СПГ производятся на основе оценок DEFRA, где 1 тонна СПГ приводит к эмиссии 3,42 т CO2 (на всём цикле от добычи до сжигания у конечного потребителя). Из них за сжигание ответственно за 2,54 тонны, оставшиеся 0,88 тонны – выбросы по всей производственной цепочки. (расчёт с помощью стехиометрии говорит о том, что при сгорании 1 т метана образуется 2,75 т СО2)

Даже при цене выбросов в $60 за т СО2 стоимость тонны СПГ увеличится в таком случае на 60*3,42=205 долларов. Для сравнения, цена газа в $7/млн БТЕ соответствует $340 за тонну СПГ.
И «оффсетов» не хватит, чтобы сделать все поставки углеводородов полностью углеродонейтральными. Поэтому усилия производителей СПГ пока будут направлены на минимизацию выбросов по цепочке добыча-сжижение-транспортировка: те самые оставшиеся 0,88 млн т углекислого газа на тонну или примерно 26% от всех выбросов. Но разумеется, эта «средняя по больнице» цифра. Именно здесь развернётся основная борьба за уменьшение показателей.

Вкратце пройдёмся по производственной цепочке. Уже появляются первые оценки выбросов при сланцевой добыче (Rystad). Для простоты оценок возьмём месторождение Haynesville, где добывается преимущественно сухой газ. Если считать, что 1 баррель нефти содержит 5,6 млн БТЕ, то выбросы в 7,5 кг углекислого газа на б.н.э. соответствуют 1,34 кг на млн БТЕ. Даже при цене углекислого газа в 100 долларов за тонну, выбросы в 1,34 кг соответствуют всего 0,134 доллара за млн БТЕ. Или при текущей цене газа в $3 за млн БТЕ, расходы на компенсацию выбросов углекислоты можно оценить по верхней границе примерно в 4,5% от стоимости этого сырья.
Одновременно, отдельным аспектом остаётся вопрос утечек метана при сланцевой добыче , который является намного более сильным по сравнению с СО2 парниковым газом.

Идём дальше: сжижение. Здесь всё более понятно — эти 8-10% соответствуют «классическим» энергетическим расходам на сжижение, объёму газа, который уходит на энергетические нужды. Пути снижения выбросов на этом этапе известны. Один из них - CCS углекислого газа, выделяемого при сгорании топливного газа в турбине. Примеров много. Альтернативный вариант — использование электрического привода компрессоров, при условии, что будет использоваться ВИЭ.

Транспортировка. Известно, что около 0.1-0,15% от перевозимого СПГ в сутки испаряется (т. н. boil-off gas) и используется как топливо для движение газовоза. Соответственно,
длительность маршрута напрямую влияет на объём углеродных выбросов. Например, 10 дней пути (с учётом обратного хода) приведут к углеродным выбросам, соответствующим 2-3% от объёма перевозимого газа.

Так или иначе, пока мы видим только первые шаги по оценке «парникового следа» (здесь и углекислота, и метан) при добыче газа и производстве СПГ. Методологических вопросов остаётся много. Уже упомянутая американская Next Decade создала СП для мониторинга эмиссии парниковых газов при производстве своего СПГ. А крупный американский газодобытчик EQT заказывает оценку своих выбросов (включая метан!) при добыче газа в регионе Appalachia (cюда входит сланцевое месторождение Marcellus).
Не исключено, что в ближайшем будущем и российским экспортёрам газа и СПГ придётся оценить свой «парниковый след» (и по возможности — сократить его). И если окажется, что российские поставки приводят к меньшей эмиссии парниковых газов по сравнению с конкурентами, это позволит получить и определённое преимущество на рынке.
В 2 раза подробнее и с картинками — по ссылке. https://gasandmoney.ru/analitika/v-zelyonom-trende-amerikanskomu-spg-poschitayut-uglerodnyj-sled/amp/

Когда и как Украина будет конкурировать с Польшей за газовый транзит?
Обычно не выкладываю комментарии для СМИ, т. к. в силу формата они часто поверхностны. Но в этот раз комментарий оказался более содержательный, а Sputnik поднял интересный вопрос: пострадает ли белорусско-польский транзит после запуска СП-2. Правда в текст вошла сильно урезанная версия, поэтому выкладываю тут более полные рассуждения.

Итак, примем за «среднюю базу» российского газового экспорта 200 млрд в т. н. «дальнее зарубежье» по классификации Газпрома.
А что с транзитом? СП-1 и СП-2 дадут 110 млрд, Турецкий поток в Европу — 15, экспорт в Турцию — ещё 15 (мощностей больше: Тур.поток1+Голубой поток, но они не используются). Получается практически гарантированных «своих» мощностей для экспорта на 140 млрд.

Остаётся 60 млрд, которые нужно «разделить» между украинским и белорусско-польским направлением транзита. И здесь ситуация может оказаться различной на разных периодах.
В ближайшие 3 года (2022-2024) на украинском направлении по «качай-или-плати» забронировано 40 млрд куб.м, отказываться от них глупо. В таком случае на «Ямал-Европа» (польский транзит) останется 20 млрд, при мощности в 33 млрд, а значит, возможно падение объёмов транзита.

А вот в последующем ситуация изменится: польский транзит сейчас в разы дешевле украинского, а значит после окончания «качай-или-плати» на Украине стоит ожидать полной загрузки «Ямал-Европы» = 33 млрд, а украинскому транзиту останется 27 млрд (что, кстати, тоже неплохо). Возможна и конкуренция по ценам за транзит.

Но конечно, это не то чтобы грубая, но базовая оценка, которую придётся подкручивать под реальность. Только некоторые факторы неопределённости: фактический объём экспорта в Европу; будет ли полная загрузка СП-1 и СП-2 или опять начнутся истории с частичным использованием, чтобы «поддержать» транзит у соседей. С другой стороны, сейчас СП-1 работает с превышением загрузки. Кроме того, эти оценки для равномерного спроса, а пиковый спрос может быть выше, что также повлияет на конечные объёмы и условия транзита. И СП-2 конечно, сначала нужно запустить. https://m.sputnik.by/economy/20210520/1047680220/Chto-zhdet-Belarus-posle-zapuska-Severnogo-potoka--2.html

Написал простенькую рассуждалку по трансграничному углеродному налогу.
В июне Еврокомиссия должна представить этот законопроект. Напомним, что речь идёт о взымании налога при импорте в ЕС продукции, при производстве которой выделяется углекислый газ. Таким способом ЕС хочет поддержать конкурентоспособность своих производителей.

Предварительные оценки говорят о нескольких миллиардах долларов расходов ежегодно на начальном этапе для российских экспортёров. Многие российские экспортёры уже готовятся к введению налога. Пока широко практикуется самый простой подход: «озеленение» используемой в производстве электроэнергии. Примеров много, например, «Сибур» договорился о поставках энергии с Адыгейской ВЭС. Электронергия ВИЭ разумеется не поступает непосредственно на объект, а просто берётся из сети. Схема вызывает вопросы, но такой подход уже используется во всём мире. Ведь объём используемой в рамках таких «зелёных сертификатов» энергии ВИЭ не может быть больше объёма выработки.

Остаётся главный вопрос — какие типы электроэнергии будут применяться в «безуглеродный зачёт». Понятно, что таковыми будут все ВИЭ (ветер и солнце), но их у нас совсем немного в общем потреблении.
Намного лучше ситуация с крупными ГЭС и с АЭС. Но будут ли они учитываться как безуглеродные источники? Поэтому пока российские экспортёры стремятся в первую очередь зарезервировать под себя энергию солнца и ветра, и во вторую очередь — ГЭС

Но электроэнергия — лишь часть энергозатрат. К примеру, энергозатраты при производстве удобрений и стали связаны и потреблением природного газа и угля.
Из вышесказанного становится ясно, что почему Россия в последние месяцы активно включается в низкоуглеродную повестку и принимает правила игры декарбонизирующейся глобальной энергетики. В частности, российские компании будут отчитываться по объёму выбросов парниковых газов.

За всем этим остаётся главный вопрос: где же та грань между необходимыми подвижками в пользу безуглеродной энергетики и теми преимуществами, которые дают нам собственные запасы дешёвого в добыче газа. Ответ на этот вопрос непрост и в любом случае подразумевает детальные обсуждения в каждом конкретном случае после публикации законопроекта ЕС.

Но уже сейчас можно сформулировать несколько направлений, в рамках которых будет с той или иной интенсивностью развиваться российская низкоуглеродная энергетика.
Во-первых, это производство и экспорт водорода, получаемого без выбросов углекислого газа (возможен экспорт в форме аммиака).

Во-вторых, это использование, к примеру, того же водорода и ВИЭ внутри страны, при производстве экспортных товаров. С тем, чтобы не платить или минимизировать тот самый углеродный налог. Но нужно ли здесь торопиться? Окончательная конфигурация новой экономики экспорта окажется функцией от величины налога, стоимости перехода на низкоуглеродные энергоносители, готовности и темпов по «озеленению» своего экспорта прочих экспортёров и многих других факторов.

Третий, самый дискуссионный аспект: снижение собственного углеродного следа страны в рамках взятых обязательств или «доброй воли». С одной стороны, остаются вопросы по антропогенному влиянию на изменение климата. С другой стороны, относительно дешёвые углеводороды собственной добычи — наше конкурентное преимущество. В случае же развития и внутренней безуглеродной экономики расходы вырастут.

Но если российские компании «приписывают» энергию ВИЭ к экспортным товарам, то это означает более высокие выбросы внутри страны. Представим, что в РФ работник продаёт результаты своей интеллектуальной деятельности за границу. Но и здесь результаты труда в теории могут облагаться налогом (ведь отопление происходит с помощью природного газа, а значит — выбрасывается СО2), хотя такой подход - дело длительной перспективы.

Всё вышесказанное - не призыв срочно переходить к зелёной энергетике, а попытка кратко описать создающуюся конструкцию и те рамки, в которых придётся существовать российским экспортёрам и российской экономике. В 2 раза подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210526/ekonalog-1733891521.html

Только на днях выкладывал «считалочку», как может распределиться остаточный (после запуска Сев.потока-2) транзит газа между Украиной и Белоруссией-Польшей, а сейчас — новые варианты. Транзит через Белоруссию могут запретить в рамках санкций. При этом эффект на экономику страны будет ограниченный, т. к. белорусская ГТС принадлежит «Газпрому».

Но для текущих задач ЕС схема выглядит удобно — ведь в таком случае можно спокойно запустить СП-2 и сохранить на высоком уровне украинский транзит. Правда, пострадает Польша. И дело здесь не только в потерях от транзитных платежей. Страна не собирается продлевать договор на поставку газа с «Газпромом» после 2022 года, но вероятно планирует отбирать транзитный газ в рамках возможностей, которые предоставляет «виртуальный реверс». В случае прекращения транзита, это будет делать невозможно. Собственно говоря, непонятно, как будет импортировать российский газ Польша прямо сейчас, если вдруг белорусский транзит запретят (оставят объёмы для Польши?). В общем, газотранспортные сети всех сближают, как ни крути.

Заменит ли американский СПГ поставки из Мозамбика?

Написал колонку по новостям глобального рынка СПГ. Краткое содержание.
Rystad Energy прогнозирует дефицит газа (в некоторых годах - снижение избытка) во второй половине десятилетия. Причины известны: проблемы (боевики в регионе) при строительстве завода Mozambique LNG, ситуация откладывает и строительство Rovuma LNG. В сумме эти два завода дадут 28 млн т в год предложения.
Но состоится ли этот дефицит? Основной вопрос в том, смогут ли временно выпадающие мощности оперативно заместить другие производства, которые ещё не построены. И здесь конечно, надежда (для импортёров СПГ) на американские проекты СПГ, ведь значительное число их с хорошей проработкой. Основная проблема — в отсутствии долгосрочных контрактов на поставку СПГ. Sempra откладывает FID (окончательное инвестрешение) по своему проекту Port Arthur LNG до 2022 года, хотя планировала его принять уже в текущем году. А это ещё 11 млн т СПГ.

Самый яркий пример: Driftwood LNG компании Tellurian. Та же проблема — совсем небольшое число гарантированных контрактов. Участником проекта является и Total, которая также и законтрактовала часть объёмов (бизнес-модель проекта предполагает как возможность покупки СПГ, так и участие в капитале с получением доли производства). Полная мощность Driftwood LNG составит свыше 27 млн т, сначала будет запущена первая фаза — это 16,6 млн т.

И в любом случае, выбытие из графика стройки завода СПГ, на который уже рассчитывал рынок, создаёт возможности для других проектов. Например, канадский Goldboro LNG последнее время демонстрирует признаки того, что будет построен. А ведь проекту уже скоро с десяток лет, в каких-то сценариях вероятно он уже был «списан» и не учитывался в долгосрочных балансах спроса и предложения.

Что же смущает покупателей американского СПГ, почему американские производители не могут законтрактоваться, даже на фоне начала строительства таких рискованных объектов в Восточной Африке? Ответ на этот вопрос также известен: риски, связанные с тем, что формула цены, по которой осуществляется отгрузка СПГ из США, привязана к внутренним котировкам на газ в этой стране. Хотя сейчас прогнозируется, что цены при всех типах привязки («нефть», Henry Hub, спот) среднесрочно будут находиться в одном диапазоне $7-8/млн БТЕ, у трейдеров в памяти вторая половина прошлого десятилетия, когда цены на нефть (а значит и на СПГ с «нефтяной» привязкой) упали, а американский СПГ приносил сплошные убытки.

Продажа СПГ из США без привязки к внутренним ценам решит эту проблему. И вот в конце мая для проекта Driftwood LNG (Tellurian) был подписан 10-летний долгосрочный контракт с трейдером Gunvor. Здесь важно, что ценовая привязка основана на ценах европейского хаба TTF и наиболее ликвидного индекса спотового рынка СПГ в Азии — JKM. Причины, по которым Tellurian может позволить себе сделать такой ход также известны — наличие газа собственной добычи, а значит независимость от цен американского хаба. Казалось бы, пазл сложился?
Тем не менее, пока данных объёмов (в сумме с договорами c Total) явно недостаточно, чтобы начать строительство первой половины от суммарной мощности. Компания готова перенести начало строительство на 2022 год.

Тут появляются вопросы. Остаётся ли в результате в проекте Total (есть право выйти, если FID не будет до июля)? Почему всё же компании не удаётся законтрактоваться полностью на таких привлекательных условиях? Означает ли это, что не все потенциальные покупатели верят в проект? Или сомневаются в достаточных объёмах собственной добычи? В марте представитель компании заявлял, что FID будет принят только после того, как первая фаза проекта будет полностью обеспечена газом собственной добычи.

Более чем в 2 раза подробнее + ссылки + некоторые соображения по противопоставлению спот-рынка и долгосрочных контрактов, не вошедшие в подводку — по ссылке. https://gasandmoney.ru/glavnoe/zamenit-li-amerikanskij-spg-postavki-iz-mozambika/amp/

По данным Ъ, небольшая 4ая линия «Ямал СПГ» (на отечественной технологии «Арктический каскад») завершила длительный период пусконаладки и вышла на промышленное производство.
Ранее, сложности с запуском линии рассматривались как один из факторов для возможного отказа от проекта «Обский СПГ» (увеличение единичной мощности сжижения на той же российской технологии) с заменой монетизации этих месторождений на газохимию.

Одновременно, в майской презентации «Новатэка» для инвесторов проект «Обский СПГ» изображён через «дробь» с газохимическими производствами (аммиак-водород-метанол) и датой запуска в 2025 году. Интрига сохраняется.

Заметка в продолжение вчерашнего мини-поста о варианте производства «синего» аммиака на Ямале.

Окажется ли ямальский аммиак "синим"? Залог успеха - в дешёвом CCS.
Уже сейчас по всему миру готовятся производства т. н. "зеленого" аммиака. Это аммиак из "зеленого" водорода, то есть получаемого электролизом с помощью ВИЭ. Альтернативой "зеленому" аммиаку является "синий" (иногда его называют "голубой") аммиак. Здесь производство будет основываться на классической схеме "метан — синтез-газ — водород + СО2", но углекислый газ будет подлежать улавливанию и захоронению (CCS, carbon capture and storage).

Как и проекты по получению "зеленых" водорода и аммиака, проекты "синих" соединений окажутся дороже, вопрос насколько? Пока проектов CCS в мире очень немного, т. к. экономического смысла в них нет, особенно в условиях, когда стоимость выбросов углекислого газа отсутствует или невелика. По мере роста цен на выбросы и ужесточения углеродного регулирования их число увеличивается. Считается что стоимость улавливания и хранения углекислого газа составляет около $100 за тонну. Но это очень средние значения.

Себестоимость CCS состоит из стоимости улавливания, транспортировки и захоронения углекислого газа. Основная составляющая в цене — себестоимость непосредственно улавливания углекислого газа. И главное здесь в том, что стоимость "захвата" тонны углерода с помощью технологий CCS может существенно разнится. И цена улавливания резко уменьшается для концентрированных потоков СО2.

Именно поэтому, когда обсуждается, что CCS "не взлетает" по причине дороговизны, речь идет часто об улавливании углекислого газа на ТЭС. Но в случае производства аммиака эти расходы намного ниже (до $25 за тонну по сравнению с $50-150 для ТЭС).
С учетом минимальных расходов на транспортировку и хранение СО2, т. к. производство будет расположено в регионах газодобычи, суммарные расходы можно оценить менее $50 за тонну, а возможно и ниже.

При допущении расхода газа 1 тыс. кубометров на 1 т аммиака, получение тонны аммиака сопровождается примерно 2 т углекислого газа. В таком случае стоимость CCS в $50 за тонну увеличивает стоимость аммиака на $100 в дополнение к себестоимости производства "серого" продукта.
Себестоимость "серого" аммиака для разных проектов разнится т. к. зависит в том числе и от цены газа. Но глобальные цены на "серый" аммиак находятся в диапазоне $220 (2020 год) — 330 (1кв. 2021 г.) за тонну. Даже с учетом расходов на улавливание углекислого газа, "синий" аммиак окажется намного дешевле, чем самые оптимистичные варианты цены "зеленого" аммиака ($600+ за тонну).

Учитывая вышесказанное, можно предполагать, что ямальский "синий" аммиак будет конкурентоспособен на мировом рынке как "зеленого", так и "синего" аммиака.
Напомним, что представители "Новатэка" ранее уже высказывались о возможных проектах получения водорода на Ямале. Но вопросы транспортировки водорода пока не решены. Танкерный вывоз (очень дорог за счет сжижения), равно как и подмешивание водорода в трубы (остается много технических и регуляторных вопросов) — варианты крайне длительной перспективы.

В этих условиях на среднесрочную перспективу единственным вариантом доставки водорода из удаленных локаций остается транспортировка в виде аммиака.
Правда, остается вопрос о наличии достаточного количества геологических структур для захоронения в ямальском, относительно новом, регионе добыче. В старых районах газодобычи, в частности, в Надым-Пур-Тазовском регионе таких возможностей больше, но для транспортировки необходим соответствующий трубопровод. В любом случае расстояния относительно невелики. С другой стороны, не исключено, что изначально производство аммиака будет "серым", с последующим выходом на "синий", по мере появления необходимых локаций на Ямале и создания глобального рынка углеродонейтрального аммиака. Чуть подробнее + картинка + гиперссылки — по ссылке.
https://rupec.ru/society/blogs/46870/

Написал простой обзор по нефтегазохимическим событиям на ПМЭФ.

По ГПЗ для Балтийского комплекса подписан EPC-контракт (c Linde и Renaissance Heavy Industries)

«РусГазДобыча» и «Газпром» укрепляют сотрудничество: на будущий ГПЗ в Салавате «Газпром» будет поставлять жирный газ из Надым-Пур-Таза и Тамбейского месторождения (всё как для завода в Усть-Луге). Как пойдёт газ? Выделенной трубы не будет, газ с этаном до 12% пойдёт по ГТС. Где будет отделяться фракция С3+? Вопросы остаются.

Договорённости по поставкам СУГ на будущий ГХК в Астрахани, новые заводы аммиака от «Фосагро», прогресс по метанольному проекту на «Печора СПГ».

Зелёная повестка в контексте отходов: вторичная переработка, завод по производству полилактида.

Безуглеродная повестка: «голубой аммиак» у «Новатэка» и «карбоновый полигон» с участием "Сибура" для будущих «карбоновых ферм». Подробнее и о других новостях — по ссылке.

Картинка «Газпрома» - теперь в Усть-Лугу пойдёт жирный газ из двух источников. https://rupec.ru/news/46908/

Зачем «Татнефть» покупает Экопэт?

К вчерашним новостям о покупке «Татнефтью» крупного производителя ПЭТФ (сырьё для пластиковых бутылок) в Калининграде, около трети от российского производства. Сделка не выглядит неожиданной в контексте планов компании по расширению нефтегазохимического сектора.

Но тут нужно понимать, что данное производство ПЭТФ - это лишь последняя стадия процесса — поликонденсация двух компонент — этиленгликоля и терефталевой кислоты, которые закупались на внешнем рынке. Поэтому изначальные инвестиции в проект составили всего 600+ долларов на тонну продукта, для полной цепочки нужно в разы больше. Этиленгликоль получается из этилена, в свою очередь, получение этилена — одна из самых затратных стадий в нефтехимии. Терефталевая кислота — из параксилола. Собственно говоря, именно в терефталевой кислоте можно ожидать синергию с действующими проектами «Татнефти» и смысл покупки, т. к. на ТАНЕКО ожидается запуск производства параксилола, но ещё нужно построить недешёвое производство терефталевой из параксилола.

Вся эта история подчёркивает ещё один аспект. На первый взгляд, у нас хорошее самообеспечение по ПЭТФ, основная часть российского потребления производится внутри страны, а если копнуть чуть глубже — выходит не менее трети от российских мощностей — почти «отвёрточная сборка». Строго говоря, если смотреть по самообеспеченности терефталевой кислотой, то в России её производит только «Полиэф» Сибура (и далее она идёт на ПЭТФ), остальное импортируется, при том, что параксилол экспортируется. Так что новый завод по производству терефталевой в РФ нужен, можно ожидать, что «Татнефть» теперь заинтересована его построить.

Событие не неожиданное, но всё равно очень любопытное. Чтобы не повторяться: обсуждал в канале эту тему чуть ранее - и кратко, и подробнее.

Продолжаем обсуждение трансграничного углеродного налога ЕС в колонке для G&M, краткое содержание.

В СМИ утёк черновик законопроекта, как и ожидалось выбросы от конечного потребления не будут учитываться. Это было ожидаемо, и важно для углеводородов, т. к. на конечное потребление приходится основная доля выбросов. А вот что оказалось неожиданным: в проекте вообще нет налогообложения импорта углеводородов.
В результате предварительные оценки, что Россия будет вынуждена платить по несколько млрд евро в год, оказались на данном этапе завышенные. Под трансграничное углеродное регулирование (ТУР) попали металлургия, химическая промышленность, электроэнергия.

Обновлённые оценки говорят о том, что сейчас речь идёт о суммах на уровне 1+ млрд долларов в год. Точные цифры будут зависеть от того, в каком виде будут ли выделяться бесплатные квоты. Они есть в ЕС, но уже взят курс на их уменьшение.

В упрощенном варианте и «по верхней границе» сумму налога можно оценить как объём выбросов умноженный на стоимость тонны СО2 в EU ETS, европейской системе торговли выбросами. В этом случае можно сделать приблизительный расчёт. При допущении, что при выплавке тонны стали выбрасывается 1,5 тонны СО2, получаем, что при стоимости СО2 на ETS в $60/т сумма налога составит $90 за тонну (в случае вычетов — налог будет ниже). Но сейчас цены на рынке ETS резко выросли, ещё недавно ожидалась цена в $30-40/т. Даже на этом этапе оценки могут отличаться в 2 раза.

Главный вопрос. Что же нам делать?
Если оставить за скобками торг по соответствию ТУР нормам ВТО и поглощающей способности российских лесов, то вариантов два. Первый: просто заплатить налог. Второй: создавать у себя торговлю выбросами и внедрять технологии снижающие эмиссию СО2. Таким образом можно получить вычет по платежам, а эта часть расходов останется в России и будет работать на нашу экономику.

Здесь разгорается основной спор. И логика второго подхода понятна, если бы не одно «но». В текущих условиях заплатить оказывается намного дешевле, чем «декарбонизироваться».
Под декарбонизацией в данном случае мы подразумеваем не столько использование э/э ВИЭ (где проблем в общем-то меньше, особенно если удастся зачесть как ВИЭ энергию крупных ГЭС), а главный и наиболее сложный вопрос - замену в металлургии и химии угля и природного газа на водород (или же улавливание СО2 с сохранением прежних процессов).
Но здесь появляется проблема не только для нас, но и для планов по декарбонизации самого ЕС. При текущей стоимости зелёного водорода даже оплата всех выбросов по текущим ценам ETS оказывается дешевле, чем перевод производств на водород.

Решением проблемы должно стать запланированное снижение себестоимости «зелёного» водорода с $4-5 до $1,5 за кг. Насколько это реально — тема для отдельного разговора, но вопросов к такому сценарию много.
Сейчас многие европейские компании запускают водородные проекты, их доля в общем бизнесе невелика, это позволяет не оглядываться на окупаемость проектов. Но по мере увеличения объёмов, проблема будет увеличиваться.

Итак, есть три варианта решения:
- кратное падение себестоимости «зелёного водорода» - дискуссионный вопрос.
- объём производства «зелёного водорода» сохранится на минимальном уровне. Но тогда сорвутся планы по декарбонизации.
И третий вариант. Ужесточение систем торговли с тем, чтобы стоимость выбросов выросла. Не случайно многие исследования говорят, что целей не удастся достичь, пока стоимость выбросов не вырастет до уровней $100/т

Понятна та неопределённость, с которой сталкивается бизнес. Пока нет достаточных экономических стимулов для мер по снижению углеродных выбросов. Но в долгосрочном плане сохраняются риски, что цены на выбросы вырастут.
И не исключён вариант, что в какой-то момент в будущем на продукцию с выбросами выше определённого уровня будет наложен прямой запрет на импорт. В два раза подробнее — по ссылке.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/platit-ili-dekarbonizirovatsya/

Почему цены на нефть высоки? Много слышим про избыток денежной массы и даже новый сырьевой суперцикл, но фундаментальная причина известна: сохраняющиеся ограничения ОПЕК+ (сейчас это около 6 млн б/с) при постепенно восстанавливающемся спросе. Ещё одна составляющая предложения— «сланец» в США. Ранее с каждым циклом роста цен на нефть, сланцевая добыча росла, что приводило к падению цен и долгим спорам в ОПЕК+.

В этот раз пока везёт - сланцевики решили воспользоваться высокими ценами, чтобы расплатиться с долгами, а не наращивать добычу. Но прогнозы говорят о возможном росте (картинка Bloomberg). При этом и участники ОПЕК+ не в восторге от ограничений.

Много говорилось, в т.ч и нашими оф.лицами, что нужно подкручивать сделку ОПЕК+ так, чтобы держать $50-55, максимум 60 - точная цифра зависит от оценок себестоимости сланц. добычи, которые разнятся. Сейчас 70+, а на горизонте — смягчение с Ираном. Помочь может общее недоинвестирование в секторе, отчего появляются и прогнозы в $100/б. Неопределённостей много.