Очередной обзор газовых рынков. Henry Hub (рынок США) - цены существенно не изменились, 2,9/млн БТЕ. Но на фоне похолодания, цены спотового рынка (с ближайшей поставкой) в некоторых регионах находились на уровне от $10/млн БТЕ и выше, а в некоторых случаях достигали и отметки $85. Такая ситуация не уникальна.

Биржевые цены на газ Европе вновь снизились, на 0,2, до отметки в $6,2/млн БТЕ. В Европе холодная погода, однако сильного роста цен мы не видим. Ожидание весны и активный отбор из хранилищ. Вскоре ценовой арбитраж между АТР и ЕС исчезнет, это приведёт к новому притоку СПГ в ЕС, что позволит восполнить запасы.

Действительно, цены спота СПГ в АТР последовательно снижаются и уже находятся в районе $6,9/млн БТЕ (мартовская поставка), разница с ценами в ЕС - всего $0,7, для некоторых производителей поставки уже выгодно осуществлять не в АТР, а в ЕС.

Катар: новый СПГ, трейдинг и улавливание СО2
На глобальных рынках СПГ наиболее ярким событием стало принятие Катаром окончательного инвестрешения по расширению своих мощностей СПГ с 77 до 110 млн т (т.е на 33 млн т в год, 4 линии примерно по 8 млн т).
Несмотря на внушительные объёмы, прирост предложения катарских объёмов соответствует примерно двум года увеличения глобального спроса (при допущении роста рынка СПГ на 4% в год).
Капитальные затраты. Проект оценивается в $29 млрд, то есть $880 за тонну, сюда вероятно входит и добыча, а также переработка жирного газа. Оценки выглядят сделанными скорее по нижней границе, особенно на фоне рекордного роста цен на сталь. Себестоимость СПГ в Катаре в любом случае будет низкой за счёт сопутствующей продажи конденсата.
Низкая себестоимость газа позволяет Катару не беспокоиться о заключении долгосрочных контрактов. У Катара постепенно заканчиваются и старые долгосрочные контракты, если они не будут перезаключены, это означает, что значительные дополнительные объёмы СПГ (до 50 млн т в год в ближайшие шесть лет) окажутся на спотовом рынке. Qatar Petroleum создаёт своего трейдера.

Катар делает акцент и на «углеродной чистоте» своего СПГ. Планы по улавливанию CO2 предполагают захоронение 7-9 млн т углекислого газа в год. Это соответствует выбросам от примерно 3 млн т СПГ. Улавливание углекислоты в точке производства возможно только в контексте энергетических расходов на получение самого СПГ. Эти расходы можно оценить по верхней границе в 10% от производимых объёмов. Получается, что весь новый СПГ (в части расширения мощностей) будет углеродонейтральным с точки зрения операционных энергетических затрат на его производство.

Принятие FID Катаром стимулирует всех остальных производителей. Пока решений нет, но много активности — много разных новостей по ссылке.
LNG Canada (Shell – основной акционер) начинает потихоньку достраивать свой завод (решение принято ещё в конце 2018 года, потом стройка приостанавливалась из-за коронавируса). Запуск завода может состояться только во второй половине 2025 года, т. е. строительство в сумме будет продолжаться семь лет, всё это конечно негативно повлияет на сроки возврата инвестиций.

Зелёный уголок. Россия и США в одной лодке.
В сфере водородной энергетики наиболее ярким событием стали инвестиции принадлежащего Б.Гейтсу фонда в калифорнийский стартап, занимающийся получение водорода путём пиролиза метана Событие скорее символическое, т. к. сумма совсем невелика — $11,5 млн. На получение именно такого водорода делает ставку и «Газпром».
Совпадение? Скорее, нет. Россия и США похожи тем, что в их энергобалансах значительную роль играет дешёвый природный газ собственной добычи. Если в США новая администрация всерьёз возьмётся за перевод пока в целом очень углеводородной экономики США на «зелёные рельсы», то чуть ли не единственным реалистичным решением станет массовое производство водорода пиролизом природного газа. В России есть актуальность и для внутреннего спроса: при введение трансграничных углеродных налогов экспортно-ориентированную продукцию возможно придётся производить с использованием такого, «бирюзового» водорода. https://gasandmoney.ru/glavnoe/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-8-po-14-fevralya/