Сначала по ценам, тут полный разнобой. В США - привычно низкая цена ($2.7/млн БТЕ) на Henry Hub, при этом, к примеру, очередной всплеск цен в регионе Бостона (до $7,5). Во время похолодания из-за дефицита газопроводов/хранения всегда так. В 2018 году в регион приходил газ с "Ямал СПГ", хотя США уже вовсю были экспортёром. Курьёз объяснялся в т.ч. запретом на внутренние перевозки на судах, выпущенных за пределами США.
В Европе цены существенно не изменились (5,7): тепло, спрос падает. Уход СПГ в Азию компенсируется не только ростом газопроводных поставок, но и отбором из ПХГ, в рез-те "навес" в хранилищах (превышение над объёмами в прошлом году на ту же дату) исчез. Позитив для долгосрочного ребаланса рынка, правда и год назад газа в ПХГ было прилично.
в Азии - погода - и шестилетние рекорды цены СПГ на споте ($12+/млн БТЕ). При этом СПГ с нефтяной ценовой привязкой раза в два дешевле. Да и, если подойти формально, дешевле уже топить
Новости Украины. В стране ожидается минимальный импорт газа в страну в текущий отопительный сезон, а спрос будет покрываться за счёт запасов в ПХГ. На первый взгляд выглядит сенсационно, но ничего неожиданного здесь нет. Уже несколько лет назад, после того, как Украина сильно сократила потребления газа, стала понятно, что страна с огромными полупустыми хранилищами вообще зимой может не зависеть от поставок, если закачает летом достаточные объёмы. И, к тому же, сэкономит на цене. Почему этого не делалось, известно - дефицит оборотного капитала со стороны "Нафтогаза". Так или иначе, сейчас "Нафтогаз" реформирован, а открывшейся возможностью пользуются самые разнообразные трейдеры, зарабатывающие на разнице летних и зимних цен. Так как тарифы на хранения в ПХГ на Украине крайне низкие. Закачивать газ летом стало ещё проще и дешевле после того, как сразу по нескольким транзитным направлениям появился виртуальный реверс газа. Если транзит через Украину прекратится через несколько лет, закачку в хранилища придётся осуществлять через вполне реальные физические поставки с европейских торговых площадок.
"Зелёный уголок" посвящён CCS - улавливание и закачивание углекислого газа в пласт. Проект Northern Lights в Норвеги получил финансовую поддержку правительства Норвегии. Суммарная мощность - 5 млн т в год, но к 2024 году будет завершена только первая фаза, её мощность всего 1,5 млн т. Проекты CCS дорогие и пока "взлетают" плохо.
Любопытно, что в мире сейчас работает CСS-проектов на 40 млн т в год, об этом сообщает E&Y. Но при этом, 60% из них функционирует в рамках работы американских газоперерабатывающих заводов, а CO2 закачивается не столько ради идеи, а сколько в для увеличения нефтеотдачи при добыче нефти.
Посчитаем: 1 млн тонн в год углекислого газа получается при сжигании 0,5 млрд куб.м природного газа. То есть весь новый норвежский проект позволит утилизировать CO2 от сгорания всего 2,5 млрд куб.м газа в год.
А что по деньгам? Только капитальные затраты в норвежский CCS оцениваются в $2,9 млрд долларов. Если инвестиции в $2,9 млрд позволят ежегодно улавливать выбросы от 2,5 млрд куб.м газа, это означает, что вложения составят свыше 1100 долларов за тыс. кубометров потребляемого газа. Это, к примеру, как минимум в полтора больше инвестиций в завод по сжижению! (в расчёте на единицу мощности). Полная себестоимость использования газа (с учётом улавливания CO2) вырастет, по грубой оценке, на десятки процентов. Справедливости ради отметим, что проект в Норвегии дорогой. E&Y приводит суммарные данные о планах инвестиций $27 млрд в проекты CCS по улавливанию углерода на 130 млн т. В этом случае кап.затраты на единицу окажутся почти в три раза меньше.
Подробней плюс немного о других новостях - в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-14-po-20-dekabrya/
