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/
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/
Gas and Money
В «зелёном» тренде: американскому СПГ посчитают углеродный след
Авторская колонка Александра Собко На прошедшей неделе компания Cheniere Energy, крупнейший в США производитель СПГ, осуществила первую поставку полностью (то есть, с учётом сжигания у конечного потребителя) углеродно - нейтрального СПГ, топливо пришло в…
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
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
Sputnik Беларусь
Что ждет Беларусь после запуска "Северного потока – 2"?
Что совершенно точно – от запуска нового "газового коридора" больше всего пострадает Киев, а вот у Беларуси шансы не потерять доходы есть, уверены эксперты.
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
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
РИА Новости
Россия готовится принять "зеленые" правила игры ЕС
Уже на следующей неделе Еврокомиссия может представить законопроект о так называемом трансграничном углеродном налоге. РИА Новости, 26.05.2021
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.
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.
Telegram
Энергия вокруг нас
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…
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…
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/
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/
Gas and Money
Заменит ли американский СПГ поставки из Мозамбика?
Колонка Александра Собко На дворе середина 2021 года, а наблюдатели обсуждают баланс спроса и предложения на СПГ во второй половине текущего десятилетия. Причины очевидны: газовая отрасль очень инерционна, а строительство завода СПГ занимает до пяти лет.…
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.
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/
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/
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.
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.
rupec.ru
"Новатэк" переименовал "Обский СПГ" в "Обский ГХК"
На ПМЭФ-2021 "Новатэк" подписал со "Сбербанком" и "Газпромбанком" соглашение о намерениях по финансированию строительства ГХК
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/
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/
Gas and Money
Платить или декарбонизироваться?
Авторская колонка Александра Собко По мере того, как европейский трансграничный углеродный налог приобретает всё более явные очертания, в нашей стране усиливаются дискуссии о том, какие шаги следует предпринимать для минимизации его последствий. Напомним…
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.
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.
На дружественном сайте Gas&Money недавно были опубликованы в некотором смысле связанные колонки двух экспертов на тему «какой газ грязнее — российский трубопроводный или американский СПГ». Речь, разумеется, идёт о выбросах парниковых газов при добыче и доставке до потребителя. Соответственно в одном случае утверждалось, что выбросы сопоставимы (иссл. CIRAIG и колонка М.Крутихина https://gasandmoney.ru/analitika/rossiya-i-ssha-chej-gaz-gryaznee/). Во-втором, что российский газ намного чище (иссл. Thinkstep и колонка А.Гривача https://gasandmoney.ru/analitika/gryaznyj-gaz-ot-dzhenifer-grenholm/) .
Полноценной дискуссии здесь правда нет, т. к. каждый из авторов описывает понравившееся ему исследование. Нашёл обе работы
CIRAIG https://www.ciraig.org/pdf/CIRAIG_LCA_gas_vs_coal_final_report_version.pdf
Thinkstep https://globallnghub.com/wp-content/uploads/attach_380.pdf
действительно разница существенная (рисунки в следующем посте). Обращу внимание, что на первой картинке (CIRAIG) цифры даны с учётом конечного сжигания топлива. Поэтому какой бы газ не был чище, основной вклад в любом случае вносит сгорание.
На второй картинке видно что российские поставки по новым трубопроводам оказываются намного чище. Интересное — очень «дорогая» по выбросам парниковых газов добыча в США. Почему-то выбросы от транспорта лишь ненамного меньше выбросов от сжижения. Но оценки не по операционным затратам, а на полном цикле с учётом кап.затрат (как и в первом случае).
Есть ещё труднооцениваемый и спекулятивный фактор утечек метана — как из труб, так и при ГРП.
Для подробного сравнения нужно разбираться в методологиях обеих работ на 100 страниц каждая, времени и такой возможности сейчас нет. Что здесь главное — мы видим два качественно выполненных исследования с большим объёмом работы — и сильно отличающимися выводами.
Это заставляет задуматься в контексте будущего налогообложения выбросов и вопросов их учёта.
Полноценной дискуссии здесь правда нет, т. к. каждый из авторов описывает понравившееся ему исследование. Нашёл обе работы
CIRAIG https://www.ciraig.org/pdf/CIRAIG_LCA_gas_vs_coal_final_report_version.pdf
Thinkstep https://globallnghub.com/wp-content/uploads/attach_380.pdf
действительно разница существенная (рисунки в следующем посте). Обращу внимание, что на первой картинке (CIRAIG) цифры даны с учётом конечного сжигания топлива. Поэтому какой бы газ не был чище, основной вклад в любом случае вносит сгорание.
На второй картинке видно что российские поставки по новым трубопроводам оказываются намного чище. Интересное — очень «дорогая» по выбросам парниковых газов добыча в США. Почему-то выбросы от транспорта лишь ненамного меньше выбросов от сжижения. Но оценки не по операционным затратам, а на полном цикле с учётом кап.затрат (как и в первом случае).
Есть ещё труднооцениваемый и спекулятивный фактор утечек метана — как из труб, так и при ГРП.
Для подробного сравнения нужно разбираться в методологиях обеих работ на 100 страниц каждая, времени и такой возможности сейчас нет. Что здесь главное — мы видим два качественно выполненных исследования с большим объёмом работы — и сильно отличающимися выводами.
Это заставляет задуматься в контексте будущего налогообложения выбросов и вопросов их учёта.
Соперники или союзники?
Вторичная переработка полимеров и риски для долгосрочного спроса на первичные пластики
Написал по теме. Пока растущему спросу не первичные полимеры ничего не угрожает. Более того, развитие вторичной переработки полимеров снимает многие вопросы экологов и к использованию первичных пластиков. Считается, cуммарный спрос на пластики будет увеличиваться намного быстрее темпов роста вторичной переработки, а потому итоговый спрос на первичные полимеры еще долгие годы будет только расти. Но на этом фоне последнее время мы видим как экологическая повестка занимает все большую роль в нашей жизни, в этих обстоятельствах окажется неудивительным, что в какой-то момент объемы вторичной переработки окажутся выше текущих прогнозов. Одновременно, появляются дополнительные риски и со стороны спроса на часть полимерной продукции: и у нас в стране, и за рубежом рассматриваются варианты запрета на трудно перерабатываемую продукцию из пластиков.
И на все эти неопределенности накладываются длительные сроки окупаемости новых нефтегазохимических производств. Капитальные затраты на интегрированные полимерные проекты велики, а сроки окупаемости легко могут исчисляться парой десятилетий.
Сейчас активно обсуждается возможность строительства производств полимеров на основе жирного газа полуострова Ямал. Но пока все на уровне дискуссий. Это означает, что реальное строительство может начаться уже ближе к середине десятилетия, а запущены заводы будут ближе к 2030 году. Если, к примеру, исходить из двадцатилетнего срока окупаемости, то для производств полиэтилена и полипропилена, запущенных в конце текущего десятилетия, нужно оценивать спрос и к 2045, а скорее к 2050 году.
Пока же быстрее всего ожидается падение темпов роста глобального спроса на первичный бутылочный ПЭТФ (хотя и тут ещё рост не десятилетие). В этом контексте ПЭТФ, как самый перерабатываемый полимер, становится в каком-то смысле опережающим индикатором, интересным сюжетом для наблюдения за влиянием вторичных полимеров на баланс спроса и предложения в будущем.
Россия преимущественно самостоятельно обеспечивает себя бутылочным ПЭТФ, существует небольшой чистый импорт в объеме менее 100 тыс. тонн в год при потреблении 600 тыс. т. С учетом увеличения объемов вторичного ПЭТФ, вовлекаемого в производство пластиковых бутылок, внутренний спрос на первичный продукт по прогнозам будет только снижаться, несмотря на суммарный рост рынка , что даже предвосхищает глобальные тенденции.
В три раза подробней + три картинки на тему = традиционно по ссылке. Картинки здесь не выкладываю т. к. это невозможно для постов более 1024 знаков, а дробить без необходимости не хочется.
https://rupec.ru/society/blogs/47064/
Вторичная переработка полимеров и риски для долгосрочного спроса на первичные пластики
Написал по теме. Пока растущему спросу не первичные полимеры ничего не угрожает. Более того, развитие вторичной переработки полимеров снимает многие вопросы экологов и к использованию первичных пластиков. Считается, cуммарный спрос на пластики будет увеличиваться намного быстрее темпов роста вторичной переработки, а потому итоговый спрос на первичные полимеры еще долгие годы будет только расти. Но на этом фоне последнее время мы видим как экологическая повестка занимает все большую роль в нашей жизни, в этих обстоятельствах окажется неудивительным, что в какой-то момент объемы вторичной переработки окажутся выше текущих прогнозов. Одновременно, появляются дополнительные риски и со стороны спроса на часть полимерной продукции: и у нас в стране, и за рубежом рассматриваются варианты запрета на трудно перерабатываемую продукцию из пластиков.
И на все эти неопределенности накладываются длительные сроки окупаемости новых нефтегазохимических производств. Капитальные затраты на интегрированные полимерные проекты велики, а сроки окупаемости легко могут исчисляться парой десятилетий.
Сейчас активно обсуждается возможность строительства производств полимеров на основе жирного газа полуострова Ямал. Но пока все на уровне дискуссий. Это означает, что реальное строительство может начаться уже ближе к середине десятилетия, а запущены заводы будут ближе к 2030 году. Если, к примеру, исходить из двадцатилетнего срока окупаемости, то для производств полиэтилена и полипропилена, запущенных в конце текущего десятилетия, нужно оценивать спрос и к 2045, а скорее к 2050 году.
Пока же быстрее всего ожидается падение темпов роста глобального спроса на первичный бутылочный ПЭТФ (хотя и тут ещё рост не десятилетие). В этом контексте ПЭТФ, как самый перерабатываемый полимер, становится в каком-то смысле опережающим индикатором, интересным сюжетом для наблюдения за влиянием вторичных полимеров на баланс спроса и предложения в будущем.
Россия преимущественно самостоятельно обеспечивает себя бутылочным ПЭТФ, существует небольшой чистый импорт в объеме менее 100 тыс. тонн в год при потреблении 600 тыс. т. С учетом увеличения объемов вторичного ПЭТФ, вовлекаемого в производство пластиковых бутылок, внутренний спрос на первичный продукт по прогнозам будет только снижаться, несмотря на суммарный рост рынка , что даже предвосхищает глобальные тенденции.
В три раза подробней + три картинки на тему = традиционно по ссылке. Картинки здесь не выкладываю т. к. это невозможно для постов более 1024 знаков, а дробить без необходимости не хочется.
https://rupec.ru/society/blogs/47064/
Написал немного про проблемы среднетоннажной химии.
Как известно, в РФ большие планы по экспорту полимеров (это крупнотоннажная химия), но только по итогам 2020 года с запуском «Запсибнефтехима» закрыли импорт по некоторым позициям. Одновременно, в сегменте более сложных продуктов средне- и малотоннажной химии наша страна сильно зависит от импорта. А в большинстве случаев химические продукты производств меньшей тоннажности значительно дороже, чем продукты крупнотоннажных производств. А собственное производство таких продуктов — ещё один пазл в общую картину импортозамещения. По итогам совещания по развитию нефтегазохимической отрасли, которое прошло 1 декабря с участием Владимира Путина, правительству было дано поручение по мерам по увеличению производства мало- и среднетоннажной химической продукции на 30% к 2025 году и на 70% к 2030 году.
Кое-что делается. Во-первых, строящееся производство сэвилена (полэтилен с долей винилацетата) на «Казаньоргсинтез». Сейчас он производит всего 13 тыс.т в год, и это единственный производитель в нашей стране. Российский спрос — около 50 тыс, а мощность новой производственной линии составит 100 тыс. тонн в год.
Второй пример — малеиновый ангидрид. Все необходимые объёмы импортируются в Россию. Но уже в конце этого года свою установку мощностью 45 тыс.т в год запустит «Сибур», строительство своего завода на 50 тыс. в планах у «Татнефти». Есть и другие примеры, например новое производство бесфталатного пластификатора у «Сибура» на 100 тыс. т.
Как видно из вышесказанного, среднетоннажные химические производства имеют мощность 50-100 тысяч тонн, в то время как для сравнения, типовая единичная линия по производству крупнотоннажных полимеров — это около 400 тыс. т, хотя преимущественно заводы-миллионники. Средняя стоимость продукции среднетоннажной химии выше, чем в химии крупнотоннажной. Но и сложностей больше.
Например, для завода по производству крупнотоннажной продукции можно легко купить технологию. Но если мы смещаемся к среднетоннажной, и особенно к малотоннажной продукции, то здесь владельцы технологий часто в принципе не готовы делиться.
Таким примером на российском рынке является производство антипиренов — веществ, предохраняющих материалы, в первую очередь полимерные, от возгорания. Объем российского рынка — всего около тысячи тонн в год. То есть, речь уже не о средне-, а скорее о малотоннажной химии. Здесь новые нормы вынуждают компании использовать в своей продукции более экологичные антипирены. Но просто так взять и построить свой завод не получится — технологию не купишь. В результате, «Сибуру», который сейчас запускает такое производство, пришлось самостоятельно провести весь цикл разработок. Мощность 4,5 тысячи тонн, то есть ожидается и экспорт этого уникального продукта.
Ещё одна сложность — объёмы рынка и экономия на масштабе. Для создания окупаемых производств нужна приемлемая единичная мощность. Этой проблемой во многом объясняется тот факт, что у нас отсутствует собственное производство изоцианатов, веществ, которые далее используются при производстве полиуретана. Но существуют риски, что для окупаемого производства единичной мощностью в 200-300 тысяч тонн не найдется достаточного спроса.
Подытожим. Задача по импортозамещению (и здесь в химическом секторе нам нужно развивать в основном сложные продукты — с «простыми» полимерами всё уже неплохо) не менее важная, чем создание новых экспортных химических производств.
Тем более, что на экспортном рынке существуют известные риски конкуренции. Например, хотя рост импорта базовых полимеров в странах АТР продолжится ещё долгие годы, многие страны всё чаще предпочитают импортировать сырьё, а полимеры производить самостоятельно. Напротив, при импортозамещении риски конкуренции минимальны: и за счёт транспортного плеча, и за счёт импортных пошлин, которые могут быть применены в случае необходимости.
С трудом удалось сократить для подводки без потери логики изложения, в 2 раза подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210630/polimery-1739083010.html
Как известно, в РФ большие планы по экспорту полимеров (это крупнотоннажная химия), но только по итогам 2020 года с запуском «Запсибнефтехима» закрыли импорт по некоторым позициям. Одновременно, в сегменте более сложных продуктов средне- и малотоннажной химии наша страна сильно зависит от импорта. А в большинстве случаев химические продукты производств меньшей тоннажности значительно дороже, чем продукты крупнотоннажных производств. А собственное производство таких продуктов — ещё один пазл в общую картину импортозамещения. По итогам совещания по развитию нефтегазохимической отрасли, которое прошло 1 декабря с участием Владимира Путина, правительству было дано поручение по мерам по увеличению производства мало- и среднетоннажной химической продукции на 30% к 2025 году и на 70% к 2030 году.
Кое-что делается. Во-первых, строящееся производство сэвилена (полэтилен с долей винилацетата) на «Казаньоргсинтез». Сейчас он производит всего 13 тыс.т в год, и это единственный производитель в нашей стране. Российский спрос — около 50 тыс, а мощность новой производственной линии составит 100 тыс. тонн в год.
Второй пример — малеиновый ангидрид. Все необходимые объёмы импортируются в Россию. Но уже в конце этого года свою установку мощностью 45 тыс.т в год запустит «Сибур», строительство своего завода на 50 тыс. в планах у «Татнефти». Есть и другие примеры, например новое производство бесфталатного пластификатора у «Сибура» на 100 тыс. т.
Как видно из вышесказанного, среднетоннажные химические производства имеют мощность 50-100 тысяч тонн, в то время как для сравнения, типовая единичная линия по производству крупнотоннажных полимеров — это около 400 тыс. т, хотя преимущественно заводы-миллионники. Средняя стоимость продукции среднетоннажной химии выше, чем в химии крупнотоннажной. Но и сложностей больше.
Например, для завода по производству крупнотоннажной продукции можно легко купить технологию. Но если мы смещаемся к среднетоннажной, и особенно к малотоннажной продукции, то здесь владельцы технологий часто в принципе не готовы делиться.
Таким примером на российском рынке является производство антипиренов — веществ, предохраняющих материалы, в первую очередь полимерные, от возгорания. Объем российского рынка — всего около тысячи тонн в год. То есть, речь уже не о средне-, а скорее о малотоннажной химии. Здесь новые нормы вынуждают компании использовать в своей продукции более экологичные антипирены. Но просто так взять и построить свой завод не получится — технологию не купишь. В результате, «Сибуру», который сейчас запускает такое производство, пришлось самостоятельно провести весь цикл разработок. Мощность 4,5 тысячи тонн, то есть ожидается и экспорт этого уникального продукта.
Ещё одна сложность — объёмы рынка и экономия на масштабе. Для создания окупаемых производств нужна приемлемая единичная мощность. Этой проблемой во многом объясняется тот факт, что у нас отсутствует собственное производство изоцианатов, веществ, которые далее используются при производстве полиуретана. Но существуют риски, что для окупаемого производства единичной мощностью в 200-300 тысяч тонн не найдется достаточного спроса.
Подытожим. Задача по импортозамещению (и здесь в химическом секторе нам нужно развивать в основном сложные продукты — с «простыми» полимерами всё уже неплохо) не менее важная, чем создание новых экспортных химических производств.
Тем более, что на экспортном рынке существуют известные риски конкуренции. Например, хотя рост импорта базовых полимеров в странах АТР продолжится ещё долгие годы, многие страны всё чаще предпочитают импортировать сырьё, а полимеры производить самостоятельно. Напротив, при импортозамещении риски конкуренции минимальны: и за счёт транспортного плеча, и за счёт импортных пошлин, которые могут быть применены в случае необходимости.
С трудом удалось сократить для подводки без потери логики изложения, в 2 раза подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210630/polimery-1739083010.html
РИА Новости
Россия разбирается с полимерами и захватывает мир
Последние несколько лет в нашей стране значительное внимание уделяется развитию нефтегазохимической отрасли, в том числе наращиванию экспорта химической... РИА Новости, 30.06.2021
Forwarded from Gas&Money
Просит дорого: Катар продаёт долю в будущих заводах СПГ
Катар, готовящийся к расширению своих мощностей по производству СПГ, договаривается об участии в новом проекте и с иностранными инвесторами. Правда, сейчас ситуация по сравнению с временами предыдущих «волн» катарских СПГ-заводов отличается. Тогда от партнёров нужна была и техническая экспертиза, сейчас же для Qatar Petroleum такой прямой необходимости нет.
Напомним, что в марте Qatar Petroleum объявила, что после окончания 25-летнего периода становится единоличным владельцем первого СП с иностранными партнёрами. Совместное предприятие (QG1) включает в себе три линии по сжижению, работающих ещё с середины 90-х годов.
Тем не менее, Катар вновь ищет соинвесторов, но теперь в первую очередь не для технической экспертизы, а чтобы разделить риски и заодно получить дополнительную уверенность в рынках сбыта для своей продукции. И, конечно, подзаработать.
Подробнее - в авторской колонке Александра Собко:
https://gasandmoney.ru/analitika/prosit-dorogo-katar-prodayot-dolyu-v-budushhih-zavodah-spg/amp/
Катар, готовящийся к расширению своих мощностей по производству СПГ, договаривается об участии в новом проекте и с иностранными инвесторами. Правда, сейчас ситуация по сравнению с временами предыдущих «волн» катарских СПГ-заводов отличается. Тогда от партнёров нужна была и техническая экспертиза, сейчас же для Qatar Petroleum такой прямой необходимости нет.
Напомним, что в марте Qatar Petroleum объявила, что после окончания 25-летнего периода становится единоличным владельцем первого СП с иностранными партнёрами. Совместное предприятие (QG1) включает в себе три линии по сжижению, работающих ещё с середины 90-х годов.
Тем не менее, Катар вновь ищет соинвесторов, но теперь в первую очередь не для технической экспертизы, а чтобы разделить риски и заодно получить дополнительную уверенность в рынках сбыта для своей продукции. И, конечно, подзаработать.
Подробнее - в авторской колонке Александра Собко:
https://gasandmoney.ru/analitika/prosit-dorogo-katar-prodayot-dolyu-v-budushhih-zavodah-spg/amp/
Немного вдогонку к репосту с канала Gas&Money c анонсом сегодняшней колонки. На что хотелось бы обратить внимание.
Qatar Petroleum, продавая долю в новых СПГ-заводах, предлагает потенциальным участникам возврат инвестиций на уровне 8-10%, в то время как ранее в предыдущих проектах участники получали 15-20%. Мы не знаем точной схемы расчёта будущих инвестиций для катарских проектов. Но она если и сможет дать защиту от ценовых колебаний на рынке для внешних инвесторов, то очень ограниченную. То есть, долгосрочный риск изменения цен возьмут на себя все участники.
И здесь — основная интрига. С одной стороны, сейчас нормой считается доходность на вложенный акционерный капитал для СПГ-проектов около 12-14%. Но по мере того, как мы приближаемся к окончанию углеводородной эры, существеннее становится и риск нециклического снижения цен. Qatar Petroleum настроена дорого продать свои доли в проекте, а потому для успешного привлечения инвесторов заинтересована максимально далеко продлить «век газа» в своих оценках. Тем не менее, и она прогнозирует «пик газа» на 2040 год.
Понятно, что даже до «пика газа» ещё лет двадцать. Но и для заводов СПГ двадцать лет работы — не срок (хотя инвестиции за этот период должны окупиться). По сути, высокая норма доходности — это одновременно и гарантия более раннего срока возврата инвестиций.
Мы вступаем в период, когда сроки прохождения пика спроса на углеводороды сопоставимы со сроками окупаемости долгосрочных инвестиционных проектов. Это повышает риски снижения цен по мере прохождения пика спроса, а значит в теории должно привести к тому, что требуемая доходность по таким проектам должна только расти. В этом контексте продажа долей в новых заводах в Катаре — интересный сюжет для наблюдения, особенно если и окончательные цифры по доходности также попадут в СМИ.
Подробности + 2 картинки = в тексте. https://gasandmoney.ru/analitika/prosit-dorogo-katar-prodayot-dolyu-v-budushhih-zavodah-spg/
Qatar Petroleum, продавая долю в новых СПГ-заводах, предлагает потенциальным участникам возврат инвестиций на уровне 8-10%, в то время как ранее в предыдущих проектах участники получали 15-20%. Мы не знаем точной схемы расчёта будущих инвестиций для катарских проектов. Но она если и сможет дать защиту от ценовых колебаний на рынке для внешних инвесторов, то очень ограниченную. То есть, долгосрочный риск изменения цен возьмут на себя все участники.
И здесь — основная интрига. С одной стороны, сейчас нормой считается доходность на вложенный акционерный капитал для СПГ-проектов около 12-14%. Но по мере того, как мы приближаемся к окончанию углеводородной эры, существеннее становится и риск нециклического снижения цен. Qatar Petroleum настроена дорого продать свои доли в проекте, а потому для успешного привлечения инвесторов заинтересована максимально далеко продлить «век газа» в своих оценках. Тем не менее, и она прогнозирует «пик газа» на 2040 год.
Понятно, что даже до «пика газа» ещё лет двадцать. Но и для заводов СПГ двадцать лет работы — не срок (хотя инвестиции за этот период должны окупиться). По сути, высокая норма доходности — это одновременно и гарантия более раннего срока возврата инвестиций.
Мы вступаем в период, когда сроки прохождения пика спроса на углеводороды сопоставимы со сроками окупаемости долгосрочных инвестиционных проектов. Это повышает риски снижения цен по мере прохождения пика спроса, а значит в теории должно привести к тому, что требуемая доходность по таким проектам должна только расти. В этом контексте продажа долей в новых заводах в Катаре — интересный сюжет для наблюдения, особенно если и окончательные цифры по доходности также попадут в СМИ.
Подробности + 2 картинки = в тексте. https://gasandmoney.ru/analitika/prosit-dorogo-katar-prodayot-dolyu-v-budushhih-zavodah-spg/
Gas and Money
Просит дорого: Катар продаёт долю в будущих заводах СПГ
Авторская колонка Александра Собко Катар, готовящийся к расширению своих мощностей по производству СПГ, договаривается об участии в новом проекте и с иностранными инвесторами. Правда, сейчас ситуация по сравнению с временами предыдущих «волн» катарских СПГ…
Цены на нефть и газ на максимумах: отреагирует ли «сланец»?
Глобальные цены на нефть и газ обновили многолетние максимумы. И даже с учётом прошедшей выглядят высокими. Насколько устойчивы текущие котировки, ведь по законам рынка высокие цены должны стимулировать дополнительное предложение и последующее охлаждение рынка.
В этом контексте ситуации и на нефтяном, и на газовом рынке в чём-то схожи, в чём-то различаются. Схожесть, в том, что один из потенциальных источников дополнительного предложения — сланцевая добыча нефти и газа в США. Различия же в скорости реакции — в нефти всё происходит намного оперативней.
Начнём с нефти. Здесь причины высоких цен известны. Спрос восстанавливается, а договорённости ОПЕК+ в силе, хотя ограничения постепенно и снимаются. Но свыше 4 млн б/с по-прежнему находятся «запертыми». Одновременно, кое-где в мире предложение за пределами ОПЕК+ и сланцевой добычи «просело» на фоне наблюдающегося в последние годы недоинвестирования.
Стандартная логика развития событий известна: слишком дорогая нефть стимулирует добычу сланцевой нефти, что приводит к росту предложения и падению цен.
Соответственно, в моменты дефицита или избытка на рынке группе ОПЕК+ необходимо так «подкручивать» (т. е. увеличивать или уменьшать) добычу , чтобы цена находилась на приемлемом для всех уровне, но ограничивала развитие «сланца» (каков этот уровень — отдельный вопрос, но, скажем в районе $60-65). В теории всё понятно. На практике же — мы регулярно (да и прямо сейчас) видим споры среди участников ОПЕК+ в рамках реализации этого подхода.
Правда, сейчас у сторонников удержания высоких цен (то есть тех, кто призывает не торопиться с наращиванием добычи ОПЕК+) есть аргумент: восстановление «сланца» идёт очевидно вяло, американская добыча почти не растёт.
То есть, в этот раз американские сланцевики по сути негласно присоединились к ОПЕК+, предпочитая не наращивать добычу, а на фоне высоких цен раздавать долги и возвращать деньги акционерам. Но и для них нефть в $75-80 — уже достаточно соблазнительно, чтобы задуматься об увеличении объёмов.
Так или иначе, со стороны предложения у нас здесь уже три фактора неопределённости: Во-первых, признаки новых разногласий в ОПЕК+, которое может закончиться как продлением существующих ограничений, так и конфликтом и ростом добычи. Во-вторых высокая цена на нефть, что стимулирует рост добычи в США. А также «иранский фактор».
А что на газовом рынке, если также провести параллели со сланцевой добычей. Время от времени слышно мнение: сверхвысокие цены на газ неустойчивы, так как США при высоких ценах завалят весь мир своим СПГ. Это так, за одним исключением: в отличие от нефтяного рынка, где всё относительно быстро , дополнительные заводы СПГ ещё нужно построить, а это как минимум ещё 4 года.
Любопытно, что последние годы, в том числе среди экспертов мирового уровня, было популярно рассуждение: «Газпром» старается не допустить высоких цен в Европе с тем, чтобы не стимулировать строительство новых заводов СПГ в США. И действительно, «Газпром» в большинстве случаев при возможности старался наращивать экспорт в Европу.
Но сейчас ситуация изменилась: «Газпром» ожидает запуска «Северного потока-2», а потому не стремится наращивать поставки через Украину (ведь позже можно прокачать эти же объемы по новому, «своему», трубопроводу). Одновременно дефицит газа в европейских хранилищах снижает возможности политического противодействия будущему запуску СП-2. Так или иначе, работавшая ранее концепция отменилась, а от сверхвысоких цен «Газпром» получает дополнительную прибыль.
Пока мы не видим принятия окончательных инвестрешений по новым заводам СПГ в США. Но в долгосрочных балансах глобального спроса и предложения на новый американский СПГ приходится заметная доля. Поэтому начало новых строек СПГ-заводов в США вполне возможно, но влияние на рынок увидим спустя несколько лет.
https://ria.ru/20210709/neft-1740481491.html
Глобальные цены на нефть и газ обновили многолетние максимумы. И даже с учётом прошедшей выглядят высокими. Насколько устойчивы текущие котировки, ведь по законам рынка высокие цены должны стимулировать дополнительное предложение и последующее охлаждение рынка.
В этом контексте ситуации и на нефтяном, и на газовом рынке в чём-то схожи, в чём-то различаются. Схожесть, в том, что один из потенциальных источников дополнительного предложения — сланцевая добыча нефти и газа в США. Различия же в скорости реакции — в нефти всё происходит намного оперативней.
Начнём с нефти. Здесь причины высоких цен известны. Спрос восстанавливается, а договорённости ОПЕК+ в силе, хотя ограничения постепенно и снимаются. Но свыше 4 млн б/с по-прежнему находятся «запертыми». Одновременно, кое-где в мире предложение за пределами ОПЕК+ и сланцевой добычи «просело» на фоне наблюдающегося в последние годы недоинвестирования.
Стандартная логика развития событий известна: слишком дорогая нефть стимулирует добычу сланцевой нефти, что приводит к росту предложения и падению цен.
Соответственно, в моменты дефицита или избытка на рынке группе ОПЕК+ необходимо так «подкручивать» (т. е. увеличивать или уменьшать) добычу , чтобы цена находилась на приемлемом для всех уровне, но ограничивала развитие «сланца» (каков этот уровень — отдельный вопрос, но, скажем в районе $60-65). В теории всё понятно. На практике же — мы регулярно (да и прямо сейчас) видим споры среди участников ОПЕК+ в рамках реализации этого подхода.
Правда, сейчас у сторонников удержания высоких цен (то есть тех, кто призывает не торопиться с наращиванием добычи ОПЕК+) есть аргумент: восстановление «сланца» идёт очевидно вяло, американская добыча почти не растёт.
То есть, в этот раз американские сланцевики по сути негласно присоединились к ОПЕК+, предпочитая не наращивать добычу, а на фоне высоких цен раздавать долги и возвращать деньги акционерам. Но и для них нефть в $75-80 — уже достаточно соблазнительно, чтобы задуматься об увеличении объёмов.
Так или иначе, со стороны предложения у нас здесь уже три фактора неопределённости: Во-первых, признаки новых разногласий в ОПЕК+, которое может закончиться как продлением существующих ограничений, так и конфликтом и ростом добычи. Во-вторых высокая цена на нефть, что стимулирует рост добычи в США. А также «иранский фактор».
А что на газовом рынке, если также провести параллели со сланцевой добычей. Время от времени слышно мнение: сверхвысокие цены на газ неустойчивы, так как США при высоких ценах завалят весь мир своим СПГ. Это так, за одним исключением: в отличие от нефтяного рынка, где всё относительно быстро , дополнительные заводы СПГ ещё нужно построить, а это как минимум ещё 4 года.
Любопытно, что последние годы, в том числе среди экспертов мирового уровня, было популярно рассуждение: «Газпром» старается не допустить высоких цен в Европе с тем, чтобы не стимулировать строительство новых заводов СПГ в США. И действительно, «Газпром» в большинстве случаев при возможности старался наращивать экспорт в Европу.
Но сейчас ситуация изменилась: «Газпром» ожидает запуска «Северного потока-2», а потому не стремится наращивать поставки через Украину (ведь позже можно прокачать эти же объемы по новому, «своему», трубопроводу). Одновременно дефицит газа в европейских хранилищах снижает возможности политического противодействия будущему запуску СП-2. Так или иначе, работавшая ранее концепция отменилась, а от сверхвысоких цен «Газпром» получает дополнительную прибыль.
Пока мы не видим принятия окончательных инвестрешений по новым заводам СПГ в США. Но в долгосрочных балансах глобального спроса и предложения на новый американский СПГ приходится заметная доля. Поэтому начало новых строек СПГ-заводов в США вполне возможно, но влияние на рынок увидим спустя несколько лет.
https://ria.ru/20210709/neft-1740481491.html
РИА Новости
Новая нефтяная лихорадка: сколько заработает Россия
Глобальные цены на нефть и газ обновили многолетние максимумы. И даже с учетом прошедшей в последние дни коррекции выглядят высокими. Что дальше? Предсказывать... РИА Новости, 09.07.2021
Европейский законопроект о трансграничном углеродном налоге ещё не опубликован (публикация ожидается 14 июля), а европейские (!) же производители алюминия призывают исключить этот металл из регулирования. Хотя вроде бы трансграничный налог должен поддержать как раз внутреннего производителя. Разгадка этого противоречия видимо связана с тем, что сейчас европейские производители алюминия получают бесплатные квоты на выбросы. В рамках новой регуляции эти квоты будут постепенно отменяться. Но так как по нормам ВТО дискриминации быть не должно, то до тех пор, пока они сохраняются, "бесплатные вычеты" будут положены как производителям ЕС, так и внешним экспортёрам этого металла в Евросоюз. Вероятно, в ЕС уже подсчитали, что от новой схемы они пострадают больше. В частности, есть опасения, что в т.ч. российские производители будут поставлять "низкоуглеродный" алюминий в Европу, а остальной - в другие регионы мира. В результате, европейские производители пугают делокализацией производств.
Окажется неудивительным, если сроки введения новой системы съедут, и нас ожидает ещё долгий торг.
Кратко на русском на Интерфаксе - https://www.interfax.ru/world/777522
Интересные подробности - на FT https://www.ft.com/content/67b020ea-a82e-423e-a100-6d4df94d77ce
#CBAM
Окажется неудивительным, если сроки введения новой системы съедут, и нас ожидает ещё долгий торг.
Кратко на русском на Интерфаксе - https://www.interfax.ru/world/777522
Интересные подробности - на FT https://www.ft.com/content/67b020ea-a82e-423e-a100-6d4df94d77ce
#CBAM
Интерфакс
Алюминиевые компании ЕС попросили освободить их от трансграничного углеродного регулирования
European Aluminium призывает исключить алюминиевый сектор из числа отраслей, к которым на первом этапе будет применяться механизм трансграничного углеродного регулирования (carbon border adjustment mechanism, CBAM), предложенный Евросоюзом.