Энергия вокруг нас

Газпром в рамках программы газификации запустил сайт с подробными схемами газопроводов - https://gazprommap.ru/. Для примера - только небольшой кусок на юго-востоке Мос.области.

По европейским газовым хранилищам. Запасы в ПХГ уже давно ниже, чем даже на окончание сезона (конец марта-начало апреля) в 2020 году, Сейчас же они примерно соответствуют запасам на конец отопительного сезона 2019 года. Но до этого ещё 1.5 месяца. Ситуация, очень похожая на текущую, была в 2018 году. Тогда запасы на середину февраля были на том же уровне, что и сейчас, и к 1 апреля удалось прийти с небольшими, но приемлемыми запасами. Но чтобы повторить график 2018 года, в какой-то момент нужно уменьшать объёмы отбора. Скорее всего, примерно так и получится. Сейчас отбирается примерно 1 млрд куб.м в день, и если такая скорость отбора сохранилась бы в течение 1.5 месяцев (понятно, что это маловероятное событие - т.к. текущие темпы обусловлены морозами), то к 1 апреля запасы газа в европейских ПХГ были бы близки к нулю.

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/

💥“Казаньоргсинтез” объявил о планах построить новую установку по производству сэвилена (упрощённо, это полиэтилен со значительной долей винилацетата в полимерной цепочке). Сейчас производится всего 13 тыс. тонн в год, и это единственный производитель в РФ, будет — дополнительно 100 тыс. в год. Российский спрос — не менее 50 тыс. в год, то есть основные объёмы потребления сейчас импортируются. Области применения очень разнообразны: обувь, кабели, растущий сегмент — производство клеев.

Новость интересна сама по себе, но что ещё здесь хотелось бы отметить. У нас много говорится о развитии нефтехимии как экспортного направления. Одновременно в России существует потенциал и по замещению импорта.

И если при всей важности экспорта здесь существуют известные риски конкуренции с прочими глобальными производителями, то при замещении импорта такие риски ниже, по крайней мере для некоторых продуктов. Ведь если что — государство всегда защитит своего производителя, как это делается и в других странах.

Сэвилен — лишь один из примеров импортозамещения. Только после запуска “ЗапСибНефтехима” исчезает дефицит по некоторым маркам полиэтилена. “Сибур” и “Татнефть” строят свои производства малеинового ангидрида (МАН), который сейчас полностью закупается за рубежом.

Конечно, всегда остаётся актуальным вопрос экономии на масштабе — поэтому в производствах и МАН, и сэвилена, часть продукции будет экспортироваться.

Обнаружил, что «Энергия вокруг нас» появился в некоторых списках телеграмм-ресурсов по энергетике. Это, конечно, приятно, тем более, что по правде говоря, формат здесь всё же далёк от полноценного канала: на 80% это анонсы публикуемых мной материалов с подводками. И раньше отдельные посты писал нечасто, сейчас на это не остаётся времени. Тем не менее, чтобы в формате канала присутствовала необходимая регулярность, попробую добавить два момента. Во-первых, время от времени перепосты с других каналов, материалы, которые кажутся важными-интересными и/или находятся чуть за пределами стандартного «кольца» энергоканалов, которые все и так читают/репостят. Во-вторых, интересные, картинки-графики из СМИ, правда с минимальными пояснениями, вплоть до их отсутствия. Надеюсь, это добавит полезности. Спасибо всем, кто подписан, несмотря на умеренную регулярность!

Очередной обзор газовых рынков. Цены в США выросли до отметки в $2,9/млн БТЕ, на фоне похолодания. Буровых на газ +4 до 92. В Европе цены снизились до 6.4, хотя там тоже совсем не жарко. Но это фьючерс мартовской поставки, а холодно сейчас. В АТР — та же цена 8.4

Американский СПГ при Байдене: чего ждать?
Новое руководство США посылает противоречивые сигналы газовой индустрии США. С одной стороны, вероятная глава Минэнерго в администрации Байдена объявила о поддержке экспорту СПГ из США, однако при условии, что сектор также станет «чище». С другой стороны, в качестве конкретных мер над индустрией висит перспектива запрета бурения на федеральных землях. Но даже в случае самого радикального сценария катастрофы не ожидается — добыча даже вырастет, просто не столь значительно. Потери в случае полного запрета бурения на фед. землях всего около 4% от всей добычи. Достраивается ещё несколько заводов СПГ, до 2026 года для них нужно дополнительно 44 млрд кубометров в год, это немного.

Ситуация с новыми СПГ-заводами в мире: норвежская Equinor отказалась от проекта в Танзании, списав почти $1 млрд.

Куда пойдёт новый российский СПГ?
На российском рынке продолжается дискуссия о будущей конфигурации экспорта СПГ. С одной стороны, поставки в текущих объёмах едва ли существенно влияют на трубопроводный экспорт: российский СПГ в Европе пока конкурирует скорее с прочими поставками СПГ. Но всё изменится, если объёмы российского производства СПГ вырастут в разы (в т.ч. и на Ямале). В таком случае, объём российского СПГ будет сопоставим со всем импортом СПГ со стороны Европы. А значит, хотя бы частично, новые объёмы нужно направлять в АТР. Как это организовать законодательно — пока непонятно, особенно с учётом того, что часть СПГ, скажем с «Арктик СПГ2», будет принадлежать иностранным акционерам уже на момент отгрузки с завода.
Обсуждается (пока, исключительно как идея) введение пошлины, соответствующий разнице в себестоимости поставок в ЕС и в АТР. Но даже расчёт такой пошлины не очевиден.

Для того, чтобы, к примеру, транспортировать весь объём с «Ямал СПГ» в АТР, текущего количество танкеров ледового класса просто не хватит. Посчитаем. Напомним, что сейчас вывоз с Ямала осуществляют 15 танкеров ледового класса, а мощность производства — 16,5 млн т. Т.е. каждый газовоз должен вывозить 1,1 млн т в год СПГ (даже без учёта того, что сейчас «Ямал СПГ» работает с превышением мощности).
В самый удачный, с точки зрения времени в пути, летний период газовоз идёт до Китая 19 дней. Допустим, столько же обратно, плюс 2 дня на погрузку-разгрузку. Значит, за год газовоз может сделать в лучшем случае 9 рейсов. Но на самом деле меньше, т. к. зимой скорость ниже. За рейс можно вывести максимум 76 тыс. тонн СПГ (170 тыс. кубометров * 0,45 (плотность)-6% на транспортные расходы), за год — меньше 700 тыс. тонн — даже при «летней» скорости газовоза.
Но ситуация с нагрузкой на танкеры ледового класса может быть намного лучше, если вспомнить, что «Новатэк» планирует перевалочный пункт на Камчатке. И уже запустил перевалку в Мурманске, что позволит уменьшить транспортное плечо для танкеров Arc7 на западе, и таким образом высвободить часть судов для азиатского направления.

Внимание к ПХГ Европы и Украины.
Сейчас в ПХГ Европы уже меньше газа, чем в прошлом году на дату завершения отопительного сезона (конец марта), а до этого момента ещё почти два месяца. При сохранении текущих темпов отбора газа хватит на 67 дней.
Интересное по украинским ПХГ. Напомним, что исторически в качестве «рабочих» запасов газа приписывалось около 5 млрд куб.м буферного газа, который не может быть извлечён без нарушения работы ПХГ. В сентябре так называемый «объём газа долгосрочного хранения, который не планируется отбирать до конца 2022 года», был отделён. Т.е. формально объём газа в украинских ПХГ сейчас меньше (примерно на 1 млрд куб.м), чем годом ранее, но реально — газа больше. Подробнее и с картинками — по ссылке. https://gasandmoney.ru/tendenczii/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-1-po-7-fevralya/

Телушка за морем. Будeт ли Китай наращивать импорт этана из США?

Написал о перспективах массового экспорта этана из США (в качестве сырья для нефтехимии). Почему это важно? Россия, как известно, запустила несколько производств (пока в стадии строительства) по самостоятельной переработке выделяемого из жирного газа этана в продукты нефтехимии. По большому счёту, нашей стране не очень выгодно развитие международной торговли этаном. Ведь это приводит к тому, что на рынок в конечном счёте выйдут дополнительные объёмы дешёвого сырья, которое может быть переработано самостоятельно уже потенциальными импортёрами российской полимерной продукции. Спойлер: пока масштабного экспорта этана не ожидается. Но в любом случае нужно следить.
В настоящее время в Китае проходит запуск пиролизного комплекса Satellite, использующего в качестве сырья исключительно этан. Этан будет импортироваться, а основным партнёром проекта становится экспортный терминал Orbit в США (Техас).
Выбор между экономикой и надёжностью
Почему американский этан интересен импортёрам? Напомним, что традиционно в качестве сырья для пиролиза используются нафта, СУГ и этан. У каждого из них есть свои преимущества. Однако, с ростом сланцевой добычи газа в США, этан стал очень дёшев. Дешёвый этан в США стимулировал массовое строительство нефтехимических производств.
Но этан всё равно в США остаётся «лишним». Экспорт этана растёт, по итогам 2020 года он составил около 300 тыс. б/д, плюс к тому, экспорт в 2021 году вырастет на фоне запуска нового терминала Orbit. При этом значительный экспортный потенциал сохраняется, не отделяется от природного газа и сжигается до 1 млн б/д этана. Будет ли этот потенциал реализован?

Да, транспортировка этана морем окажется дороже, чем транспорт СУГ и тем более нафты: (температура кипения этана составляет -88֯С). Тем не менее, разница в ценах на два типа сырья настолько высока, что, даже с учётом расходов на доставку, этан может успешно конкурировать с нефтяным сырьём.
Рентабельности переработки этана способствует и то, что строительство исключительно этанового пиролиза оказывается дешевле. И, конечно, пиролиз этана даёт максимальный выход (около 80%) целевого продукта — этилена.
Многие страны могли бы сэкономить, если бы увеличили долю этана на своих производствах. Казалось бы, “win-win”. Почему же это направление не становится магистральным?
Аспектов много, но всех их по большому счёту можно уместить в один тезис — отсутствие устоявшейся глобальной торговли этаном. Да, в Штатах сейчас остаются не выделяемыми огромные объёмы этана — около 20 млн тонн в год. Но если сравнить их с объёмами нефтехимической отрасли, то это около 5% от всего объёма перерабатываемого отраслью сырья.

Таким образом, делать ставку исключительно на импорт этана (что позволит построить дешёвый пиролиз) — это в известной степени риск. Нельзя забывать и о пока «замороженной» торговой войне между США и Китаем.
Датированный 2019 годом прогноз IHS Markit предполагал, что даже за 10 лет, к 2030 году, объём экспорта этана из США составит всего 0,58 млн б/д. Если считать, что в 2020 году было экспортировано до 0,3 млн б/с, а экспорт после выхода на полную мощность упомянутого терминала Orbit вырастет ещё на 0,175 млн б/с, то для новых проектов остаётся совсем небольшой объём потенциал для расширения.
Впрочем, любой прогноз — это только прогноз. Например, существует проект компании American Ethane, предполагающий строительство крупного терминала мощностью в 0,48 млн б/с.

Если же посмотреть на прогнозы со стороны импортёров, то ситуация выглядит аналогичным образом (умеренное влияние на нефтехимию): доля этана в качестве сырья только для производства этилена с 2022 по 2030 будет находиться на одном и том же уровне примерно в 5%. Но при этом, общий объём производства этилена вырастет, а значит, в абсолютных значениях спрос на этан будет несколько выше. Подробней — с гиперссылками и картинками — традиционно по ссылке. https://rupec.ru/society/blogs/46109/

Очередной обзор газовых рынков. На этот раз только набросаю основные темы (все подробности — традиционно в тексте по ссылке), а основную часть подводки «потрачу» на водородную часть обзора. Цены на газ ожидаемо падают с приближением весны. Что ещё в номере.

«Газпром» продавал в октябре, ноябре газ в КНР по $126 за тыс. кубометров ($3,5/млн БТЕ) — выглядит очень дёшево, но если разобраться — цена полностью коррелирует с ценами на других рынках. Обсуждаем, почему так.

Газовый рынок Украины - «воспоминания о будущем»? Реформа (всё как в Европе — конкуренция тарифов, сбытов, трейдеров) поначалу выглядела эффектно, но на фоне роста цен в ЕС начались возмущения. В рез-те появился гарантированный минимальный тариф — 7 гривен за кубометр. Это всё равно много, по курсу - 19 рос. рублей за куб.м (или $250 за тыс.кубов), без учёта доставки. Для сравнения — у нас для населения 5-6 руб. за куб.м конечная цена.

У Египта появляется «лишний» газ, он «реанимирует» старые заводы СПГ. Правда цена закупки газа для сжижения - $5/млн БТЕ, поэтому работают заводы только при высоких мировых ценах. Газ из Израиля тоже может прийти на египетские СПГ заводы, а проект газопровода в Европу EastMed Pipeline в таком случае окончательно заглохнет.

Зелёный уголок. «Водородные считалочки»
Регулярно мы слышим о проектах электролизёров — как на основе энергии из сети, так и в привязке к тем или иным объектам ВИЭ. Сообщаются и мощности, и объёмы вырабатываемого водорода. Но цифры для разных проектов могут «не биться», почему?
Итак, 1 кг водорода содержит 39,4 кВт-ч энергии. А «стандартный» хороший (а скорее лучший) КПД электролизёра находится на уроне 75%. Это означает, что на выработку 1 кг водорода нужно потратить 52,5 кВт-ч энергии. А теперь обратимся к недавним примерам.
Пример 1, прошедшей недели. Air Liquide завершила строительство электролизёра на 20 МВт (как сообщается, крупнейший построенный к настоящему времени), который будет производить 8,2 т в день «низкокарбонового» водорода. Такая формулировка выбрана потому, т. к. электроэнергия будет поступать с ГЭС. Можно ожидать полной загрузки электролизёра. Действительно 20 МВт даёт нам 480 МВт-ч в сутки, что при указанных выше допущениях по КПД и расходу электроэнергии позволило бы получить 9,1 т H2 в сутки. Объём производства водорода из новости всего на 10% меньше, это означает, либо что КПД чуть ниже, либо, что загрузка ожидается не на 100%. Но в целом всё сходится.
Пример 2, неделей ранее. Total сообщила о проекте электролизёра на 40 МВт (в «комплекте» с солнечной станцией на 100 МВт), который будет вырабатывать 5 т водорода в день. На первый взгляд цифры противоречат первому примеру: мощность в два раза больше, а выработка два раза меньше. Разгадка проста: ведь электролизёр будет работать на СЭС, а значит ожидаемый коэффициент использования мощности электролизёра будет ниже. 5 т водорода можно получить при загрузке электролизёра в 27% (при взятых выше допущениях). Действительно, как и сообщает Total, фактически электролизёр может производить до 15 т водорода.
При этом, в тех случаях, когда СЭС будут работать в самые солнечные часы на полную мощность (100 МВт), потратить эту энергию в электролизёре на 40 МВт не представляется возможным, видимо эта энергия пойдёт непосредственно на нужды производства.
Пример 3, актуальный для России. Неделей ранее стало известно о планах по производству зелёного водорода на базе ВЭС в Мурманской области. Заявлено о 12 тыс. т водорода в год, т. е. 32,8 т в день. Посчитаем, как эта цифра соотносится с заявленной мощностью ветростанции. Допустим, КИУМ ВЭС в 35% и максимальную мощность электролизёра, соответствующую мощности ВЭС в моменты пиковой выработки. При этих вводных, чтобы получать 32,8 т в день, необходимо 205 МВт мощностей ветростанции. Мощность Мурманской ВЭС — 201 МВт (разница в пределах погрешности), а значит, предполагается, что вся мощность ВЭС будет расходоваться на производство H2.
https://gasandmoney.ru/glavnoe/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-25-po-31-yanvarya/

В рамках рубрики #вотипосмотрим возвращаюсь к посту от 19 мая 2020 года, с прогнозами (разных агентств) по продажам электромобилей. Тогда МЭА ожидала символический рост по итогам 2020 года, а месяцем ранее WoodMac спрогнозировал падение продаж на 43%. По факту, в прошедшем году напротив зафиксирован рост (!) на 43%, даже если точные цифры чуть изменятся, динамика очевидна. Понятно, что прогнозы были сделаны в начале года в контексте общей паники с коронавирусом. Тем не менее, прирост продаж намного выше, чем годом ранее (в 2019 по сравнению с 2018), несмотря на то, что чем выше база, тем сложнее показывать высокие темпы. Не помогла и подешевевшая нефть. О причинах нужно говорить отдельно, например, основной вклад в прирост внесла Европа (где зелёный курс продвигается на всех уровнях - от финансовой поддержки до создания соответствующего общественного мнения), где продажи увеличились кратно. В АТР небольшой прирост. Пока если не вдаваться в детали - два вывода. Всегда помнить, что любой прогноз - это только прогноз, который даже за год может развернуться ровно наоборот. Что уж говорить о десятилетних. Второе, как ни банально, это звучит, и к причинам нужно присмотреться внимательней, а также посмотреть, какие темпы роста EV закладываются в различных долгосрочных прогнозах спроса на нефть, и насколько устойчивы текущие темпы роста продаж EV в будущем. #EV

Традиционный обзор газовых рынков: Henry Hub - $2,5/млн БТЕ. Биржевые цены на газ Европе - $7,7. Цены спотового рынка СПГ в АТР резко снизились с $18,5 до $8,9/млн БТЕ.
В АТР месяц поставки при расчёте индекса цен СПГ сменился с февраля на март, что привело к ожидаемому резкому снижению цены (и на пике спроса рекордные цены фиксировались именно для февральских поставок, а мартовские и тогда торговались на уровне $8+/млн БТЕ).
Рост европейских цен отчасти связан с тем, что «Газпром» продолжает отбор из европейских ПХГ в ущерб экспорту. В США число буровых установок на газ выросло сразу на 3 единицы (с 85 до 88).

Газовозы на СМП зимой: удастся ли масштабировать эксперимент?
Главным событием для российского рынка газа на прошедшей неделе стало успешное прохождение газовозом арктического класса Arc7 «Кристоф де Маржери» Северного морского пути (СМП) в январе без ледокольной проводки.
Локальным поводом для зимнего похода стали сверхвысокие цены на СПГ в Азии, которые жалко «упускать». Но причины же в другом: по мере строительства всё новых заводов СПГ на Ямале и увеличения объёмов, потенциальный экспорт бОльшей части нового СПГ (как происходит сейчас) в Европу, может войти в противоречие с традиционным трубопроводным экспортом. Нужно тестировать варианты вывоза в АТР, в т.ч. зимой.
Средняя скорость движения составила 9,5 узлов в час (для сравнения, для сравнения, согласно техническим характеристикам газовоза — скорость движения в открытой воде - 19,5 узлов, 5,5 узлов — во льдах толщиной до 1,5 метра). Низкая скорость движения может увеличить себестоимость транспортировки, в таком случае она будет сравнима с западным маршрутом. Но на Камчатке планируется строительство перевалочного комплекса в «обычные» газовозы, что снизит полную себестоимость транспортировки. Оптимизация логистики вывоза СПГ с Ямала в АТР — одна из непростых задач арктических проектов.

Новые проекты СПГ: активность без конкретики
В США Commonwealth LNG (8,4 млн т) открыла тендер для оценки спроса на свой СПГ. Прогресс по проекту Jordan Cove (находится на западном берегу, что облегчает экспорт в Азию) вновь откладывается: регулятор запросил новые экологические разрешение. Чуть ранее глава Tellurian сообщал, что строительство завода Driftwood LNG начнётся уже летом этого года, но пока это спекуляции.
Остаётся напряжённой ситуация с вооружённым группировками в Мозамбике, где Total пришлось эвакуировать персонал со строящегося завода Mozambique LNG. В этих обстоятельствах можно предположить, что принятие инвестрешение по второму сухопутному СПГ-заводу Rovuma LNG (ExxonMobil) будет отложено до более спокойной обстановки в регионе.
Baker Hughes ожидает, в текущем году до четырёх новых проектов СПГ. В прошлом году - всего один.

Российский водород для Европы: риски избыточного оптимизма
В России активно обсуждаются водородные проекты с экспортным потенциалом. Можно говорить о формировании двух направлений. Во-первых, производство пиролизного водорода из метана (с размещением заводов ближе к точке потребления, то есть в Европе). Один из наиболее перспективных вариантов в контексте использования запасов газа. Но мы только в самом начале пути с точки зрения технологий и опытных производств.
Во-вторых, производство «зелёного» водорода. Здесь пример последней недели — анонс будущего производства Enel и «Роснано» на основе ветростанций в Мурманской области.
Для экспорта «зелёного» водорода существует ещё один вызов (помимо высокой стоимости производства) — это расходы на транспортировку.
Если мы говорим о транспортировке вне трубопроводов, то водород намного дешевле будет перевозить в форме аммиака (который сжижается при -33 градусах по Цельсию).
Остаётся и главный вопрос: нужны ли будут российские объёмы водорода Европе. Водород оказывается одним из самых дорогих решений на рынке в зелёном сегменте, захотят ли импортёры покупать такую энергию, если её можно производить самостоятельно?
Об этих и других новостях подробней — по ссылке.https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-18-po-24-yanvarya/

Очередной обзор газовых рынков. США - $2,7/млн БТЕ. ЕС - $7,2/млн БТЕ, но в течение рассматриваемого периода достигали и $9. Цены спотового рынка СПГ в АТР снизились с $21,5 до $18,5/млн БТЕ, в течение периода цены достигали рекордных отметок свыше $30. Ослабевание холодов в АТР прогнозируемо приводит к снижению цен.

Начинается «разбор полётов» прошедшего энергетического мини-кризиса. Факторов много. В дополнении к прочим трудностям в Японии в непогоду сильно снизилась выработка на солнечных электростанциях, а в Европе похолодание сопровождалось безветренной погодой, что негативно влияет на выработку ВЭС.
В контексте планов по декарбонизации выводы могут быть сделаны прямо противоположные: Во-первых, это максимальное сохранение действующей традиционной инфраструктуры, как «back-up», но тогда за это придётся и доплачивать. Япония уже продемонстрировала будущую проблему: в рамках либерализации энергетического сектора оказались закрыты некоторые из электростанций, которые могли работать на нефтяном топливе.
Второй вариант: «ударить автопробегом по бездорожью» - и с удвоенной силой наращивать системы хранения ВИЭ.

Итоги года и прогнозы. Cвои оценки представила консалтинговая компания Rystad Energy. Импорт и производство СПГ в прошлом году выросли на 3%. А согласно оценкам Bloomberg импорт СПГ вырос лишь символически. Всё это подчёркивает, насколько сложен сбор данных и условна статистика в энергетической сфере.
Прогноз на 2040 год предполагает без малого удвоение рынка СПГ. Но очень скромный вклад России (всего 41 млн т новых мощностей к 2040 году — при том, что даже строящийся «Арктик СПГ 2» даст свыше 20 млн т). Напротив, на Северную Америку придётся основной вклад — 222 млн т новых мощностей! Возможно, озвученные российские планы на суммарные 140 млн т заводов СПГ являются слишком оптимистичными, но и прогноз Rystad выглядит предвзятым.

Рост цен — что это значит для компаний. У «Газпрома» только 30% продаж в ЕС привязаны к ценам на нефть, остальное — уже биржевые цены. Когда-то это казалось вынужденным решением, принятым под давлением европейских контрагентов. Но сейчас биржевая привязка оказывается намного выгоднее, даже при ценах на нефть в $50 за баррель цены на газ с нефтяной привязкой составили бы всего примерно $5/млн БТЕ.
У «Ямал СПГ» «Новатэка» более сложная конфигурация контрактов. Значительная часть СПГ идёт по «нефтяной» привязке (по контрактам с CNPC, «Газпромом», на 50% в контракте с Naturgy), остальные объёмы продаются трейдинговым подразделениям крупных акционеров - Total и «Новатэк».
Тем не менее, из-за зимнего периода большая часть грузов в любом случае уходит в Европу. Два газовоза арктического класса с грузами «Ямал СПГ» без ледокольной проводки (в это время года такое редкость) в начале января вышли в восточном направлении в сторону АТР.

Ещё один пример : Total обнародовала среднюю цену реализации СПГ в 4 квартале — это $4,9/млн БТЕ, хотя спотовые цены СПГ в Азии составили в среднем $8. Это также эффект высокой доли «нефтяных» контрактов в поставках СПГ.

Зелёный уголок: Европа ставит на водород из оффшорных ветряков?
Siemens Gamesa and Siemens Energy разрабатывают морской «ветряк», который будет производить водород из получаемой электроэнергии непосредственно в море. Почему для идеи взяты морские ВЭС — нужен максимально возможный КИУМ, коэффициент использования установленной мощности электролизёра.
Тем временем, появилась оценки, при каких условиях «зелёный» водород будет стоить $2 за килограмм (сейчас — свыше $5). По одной из них, для этого необходима цена электроэнергии на входе в $15 за Мвт-ч, и КИУМ электролизёра — 70%. Для сравнения, для тех же морских ветряков: КИУМ сейчас в диапазоне 40-50%, а стоимость электроэнергии (LCOE) – около $120 за МВт-ч (но есть потенциал снижения с развитием сектора). Намного подробнее - в тексте. https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-11-yanvarya-po-17-yanvarya/

Написал скорее постановочный текст, по нетипичной, но как представляется, всё более актуальной теме — пошлины и протекционизм (в данном случае, в отношении нефтехимии). Переход к экспорту с более высокой добавленной стоимостью - важная задача для нашей страны. Но как только мы переходим к такому экспорту, может возникнуть новая проблема - действующие или потенциальные импортные пошлины.

Если говорить упрощённо, может быть три варианта:
(1) Беспошлинная торговля или сниженный уровень пошлин (в рамках той или иной единой экономической зоны или FTA), (2) умеренные пошлины (например, для стран-членов ВТО), (3) Повышенные, а в некоторых случаях и запретительные пошлины в рамках торговых войн, антидемпинговых расследований и других агрессивно-протекционистских мер.

Нашим производителям удобрений всё это давно известно не понаслышке. В США сейчас идут споры, какую пошлину — 21% или 10% применять к Фосагро, а в Европе российские производители азотных удобрений теряют в прибыли от так называемых антидемпинговых пошлин, официальная причина - низкие цены на газ в России, при этом падение мировых цен на газ не привело к пересмотру. Но в контексте будущего роста экспорта полимеров, важно следить и за этим направлением.

Переработка углеводородного сырья в полимерные продукты увеличивает добавленную стоимость. Но это мотивирует и потребителей самостоятельно развивать переработку, закупая лишь сырьё. В подобных условиях даже относительно небольшие пошлины смогут повлиять на конкурентоспособность импортируемой продукции по сравнению с собственным производством. Согласно правилам ВТО, для основной части полимерной продукции стандартная импортная пошлина находится на отметке в 6,5%. Однако, эта цифра может изменяться в обе стороны.

В АТР недавно 15 стран подписали соглашение о постепенном снижении взаимных пошлин на полимерную продукцию. Проигравшими оказываются экспортёры — США, страны БВ, Индия.

Нельзя не вспомнить о торговой войне КНР-США. Любопытно, что Китай избирательно вводил 25%-ную пошлину лишь на те марки полиэтилена, в которых не было дефицита.
Сейчас же КНР (да и другие страны) наращивает собственные мощности, а по мере увеличения объёмов американского экспорта полимеров США сталкиваются с многочисленными антидемпинговыми расследованиями со стороны Китая, Филиппин, Индии и даже ЕС.

Если же говорить о том, что несут пошлины для страны-импортёра, то здесь два противоположных эффекта. С одной стороны, это поддержка собственного производителя. С другой стороны, увеличивается цена исходного сырья (в нашем случае - полимеров) на следующем переделе, что снижает конкурентоспособность его продукции Высокая стоимость полимерного сырья для следующих переделов приводит к тому, что становится неконкурентоспособным экспорт конечной продукции.

Так или иначе, тенденции в мировой экономике говорят в пользу того, что протекционистские меры будут нарастать. Возможно, эти меры окажутся не только страновыми, но и региональными, в таком случае можно будет говорить о регионализации глобальной торговли.
А рынок полимеров становится всё более конкурентным, страны-импортёры настроены на импорт не только конечной продукции, но и сырья, с целью производить пластики и другие продукты нефтехимии самостоятельно. Для России актуально как минимум наблюдение за протекционистскими мерами в рамках как отдельных стран, так и регионов, а в случае необходимости и обсуждение тех или иных собственных взаимных договорённостей о снижении таможенных барьеров.

Второй аспект - это собственная зона свободной торговли в рамках Евразийского экономического союза (в зону свободной торговли ЕАЭС входит ещё ряд стран). Считается, что Россия от этого союза получает максимальные преимущества. Вдвойне это верно по отношению к нефтехимической отрасли, но и здесь мы будем сталкиваться с конкуренцией, что отчасти связано и с географическим фактором. Сложно всё уместить в подводку даже сжато — подробнее в тексте. https://rupec.ru/society/blogs/45978/

Очередной обзор газовых рынков. Цены на СПГ в Азии продолжают бить рекорды — уже по $800 за тыс. кубов, а отдельные партии продавались и по 1000. Причина прозаична: длительная холодная погода. Но нужно помнить, что речь идёт о ценах «спот», которые составляют небольшую долю от всех объёмов торговли СПГ (в мире в среднем по году на «споте» продаётся около четверти всего СПГ). А по нефтяной привязке цены на СПГ составляют около $6/млн БТЕ — более, чем в три раза ниже, чем на спотовом рынке.

Если говорить о долгосрочных последствиях, можно обратить внимание на два обстоятельства.
Во-первых, выросшая волатильность на спотовом рынке АТР. В апреле был зафиксирован рекордный минимум в $1,8 за млн БТЕ: т.е спотовые цены выросли более чем в 10 раз. Всё это актуализирует обсуждение ценовой привязки для новых поставок.
Во-вторых, следует ожидать активизации усилий в области увеличения объёмов хранения (как СПГ, так и газа в ПХГ) в Азии.
Удобства мощных ПХГ хорошо видны на примере Европы, где рост цен умеренный (конечно, помогает и обилие трубопроводных поставок).

Отдельный интересный сюжет: в некоторых районах Испании зафиксированы очень низкие температуры, до -34. В отличие от многих других стран Европы, эта страна в большей степени (свыше 40%) полагается именно на импорт СПГ, а не сетевого газа, а связь с другими европейскими рынками газа ограниченная. В результате, если говорить о ценах с поставкой на следующей день, то котировки PVB (испанский хаб) выше TTF (северо-западная Европа) в 2,5 раза!

Итоги года и перспективы. Торговля СПГ по итогам года показала символический «плюс», результат скорее слабый.
В США, несмотря на то, что мы видели летом массовую просадку в загрузке заводов, за счёт введения новых мощностей объём экспорта СПГ вырос, предварительно на 28%. Соответственно, часть действующих в мире производств покажут снижение, в т.ч. и из-за значительного числа внеплановых ремонтов.
Всё падение глобальной торговли взял на себя трубопроводный рынок, в т.ч. поставки Газпрома в Европу, хотя частично провал был компенсирован 4,1 млрд экспорта в КНР, которые всё равно чуть не дотянули до объёмов «бери-или-плати», не говоря уж о контрактных на 2020 год 5 млрд.

В новом году, с восстановлением спроса, у «Газпрома» появится возможность нарастить поставки. Но одновременно возрастёт и конкуренция: начал работать газопровод TAP (ещё 10 млрд куб.м для рынков Болгарии, Греции, Италии) и запущен терминал СПГ в Хорватии.
И именно в регионе выросшей конкуренции (Южная Европа: TAP+СПГ в Хорватии) «Газпром» успешно запустил продолжение «Балканского потока» на территории Сербии.

Зелёный уголок: убыточные «водородные» компании получают поддержку

Корейская Sk Group объявила об инвестициях в $1,5 млрд в американскую компанию Plug Power (занимается топливными элементами на водороде), Sk Group будет принадлежать 9,9% акций. В результате, за два дня котировки Plug выросли на 50%.
Любопытно, что Plug Power – убыточная компания, которая, цитата, «потратила более 20 лет на то, чтобы терять деньги в поисках выгодных приложений для водородных топливных элементов». Сможет ли поддержка корейского гиганта и ожидаемый выход на азиатский рынок переломить ситуацию? Сейчас котировки уже сильно раздуты, компания стоит 100 выручек! Продолжаем наблюдать.

Ещё одна стабильно убыточная «водородная» компания, также с пузырём в котировках, ITM Power (занимается производством элементов для электролизёров) получила, совместно с компаниями, грант ($6 млн) на пилотную установку по производству водорода на морских ветряках.
Напомним, что одна из задач водородной энергетики — «связывание» лишней в данный момент энергии ВИЭ из электросети в водород через электролиз. Но здесь речь идёт о получении водорода непосредственно рядом с ветряком, то есть это не избыток ВИЭ с рынка, а энергия, которую (вероятно) нужно будет использовать целиком (без выдачи в сеть) для получения водорода электролизом. Подробней и с ссылками — как обычно в тексте. https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-28-dekabrya-po-10-yanvarya/

Очередной обзор газовых рынков за неделю. Новостей по понятным причинам чуть поменьше. Кратко по ценам. В США - без изменений ($2,5/млн БТЕ), в АТР - небольшое подорожание ($12,5, но уже за февральскую поставку), в ЕС - тоже рост цен до $6,3.
К дефициту газа в КНР и АТР добавились известные трудности с поставками угля из Австралии, которые хоть и не сильно, но влияют на газовый рынок. В США даже при нынешних ценах- отказ покупателей от 10 судов в феврале. Причина - дефицит газовозов. Спотовые цены на фрахт уже в 2 раза выше долгосрочных, но при текущих ценах на СПГ даже такая ставка позволит получить прибыль. Проблема же в физической нехватке судов - все переключились на АТР, средняя длительность маршрута выросла.

Американский рынок газа: внимание к региону добычи. По итогам даже короткой недели в США число буровых на газ: +2. Но в суммарной цифре - две противоположные истории: на Haynesville +3, а на Marcellus, напротив, -1 установка.
И это не случайность, а отражение тенденции. В регионе, где находится Marcellus, вновь переизбыток газа: все газопроводы, которые могли бы доставить газ к Мексиканскому заливу, уже заполнены. Напротив, сланцевое месторождение Haynesville находится ближе всего к побережью а экспорт растёт до новых максимумов, нужен новый газ для сжижения. Haynesville, единственное сланцевое месторождение в США, где буровая активность уже превысила доковидные уровни.

"Газпром" увеличивает транзит через Украину сверх контракта. Аномально высокие цены на СПГ в Азии "по цепочке" не могут не влиять на европейский рынок. "Газпром" не хочет пропускать уникальную ситуацию и бронирует повышенный объём транзитных мощностей через Украину. Незначительное превышение есть уже и в декабре: суточный объём транзита (в пересчёте на годовое исчисление) составляет эквивалент 69 млрд куб.м в год. при контрактном объёме в 65 млрд. Напомним, что контрактный объём нельзя перераспределить внутри года. На январь уже заявлен суточный объём транзита, эквивалентный 55 млрд куб.м в год. А гарантированный оплаченный объём транзита через Украину в 2021 году снижается с 65 до 40 млрд.
Нынешние цены в ЕС делают выгодным повышенный объём прокачки даже с доплатой. Посчитаем. Базовый тариф за прокачку согласно контракту составил $32 за тысячу кубометров. При увеличении объёмов выше договорного, тариф вырастет на 20% (при бронировании на месяц вперёд). Получаем, что "Газпром" заплатит в январе $38,4 за транзит каждой дополнительной (сверх "качай-или-плати") тысячи кубометров, или примерно $1,1 за млн БТЕ.
Даже если СП-2 запустят к концу 2021 года (оптимистичный сценарий), он почти не повлияет на транзитные объёмы. При этом, спрос на газ в ЕС в следующем году вырастет, а объёмы гарантированной по контракту прокачки по Украине снизятся на 25 млрд куб.м. Даже ввод сухопутного участка к второй нитке "Турецкого потока" не компенсирует эти объёмы (а и она не выйдет на проектную мощность сразу). При достаточно высоких ценах на газ в ЕС "Газпрому" придётся в течение всего года увеличивать украинский транзит по сравнению с контрактным объёмом.

"Газпром" vs ЕС: борьба за Балканы. Первая поставка газа по южному газовому коридору (TANAP(Турция) - TAP) ожидается в ближайшее время. А Еврокомиссия уже обсуждает вариант расширения газопровода TAP на западные Балканы. Снижение зависимости региона от российского газа в качестве задачи - не скрывается. После выхода нашего "Балканского потока" на полную мощность там всё равно остаётся "лишний" газ. 6 млрд к концу 2021 года выйдут в Венгрию, но здесь скорее решается задача "сомкнуть" южные и северные газопроводы. В идеале, эти 6 млрд нужны как задел на будущее, для расширения рынка на в целом слабо газифицированном Балканском полуострове. Но сейчас появляется (хотя пока это только слова) конкурирующий проект. Напомним, что газопровод TAP изначально проектировался с возможностью увеличения объёмов прокачки. Подробней -
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-21-po-27-dekabrya/

Написал про метанол. Тема интересная, но с одной стороны, многогранная (разные области потребления, трудно всё уместить в небольшой текст), а с другой стороны, много написано последние годы (например у Vygon пару лет назад был большой хороший доклад). Но на что хотелось бы обратить внимание.
Сначала справочно, мировой метанол - это 85 млн т в год, около половины приходится на КНР, большую часть своего потребления получают из угля, плюс часть импортируют. Ещё недавно оптимистичные прогнозы роста спроса (темпами опережающими темпы роста ВВП), на метанол - начинают пересматривать, теперь уже говорится о росте ниже темпов ВВП. Почему так?

Если упрощать, есть сектор конечного потребления (или где метанол - сырьё для других конечных продуктов), есть - энергетический сектор. В последнем всё непросто.
Популярной была идея метанола как замена моторным топливам, и особенно - в сфере бункеровки. Подешевевшая нефть сильно подпортила эти планы, хотя по части экологии метанол удачней.
В сфере отопления и даже бытовом - CH3OH активно используется в том же КНР. Но при прочих равных метанол будет дороже природного газа, т.к. из него и производится. Конечно, есть очевидные удобства использования (в т.ч. и по сравнению с СУГ), особенно в негазифицированных районах. Одновременно, не стоит забывать, что метанол - ядовит, что нивелирует отчасти эти плюсы. Наконец, третий сегмент, популярный в КНР - метанол-в-олефины, тут тоже дешёвые углеводороды в кач-ве сырья начинают мешать экономике.

Что это означает для нашей страны? Сейчас у нас 4,5 млн т производства, 2 млн т идёт на экспорт. Но есть и полтора десятка проектов на бумаге с заявленным объёмом производства кратно больше нынешних. Ясно, что все они не будут реализованы. Цены на продукт сейчас скакнули до 400долл. за тонну, но устойчивость их под вопросом. До этого долго болтались на уровне 200+, это уже близко к пределу рентабельности с учётом транспортных расходов, особенно если мы говорим о континентальных проектах внутри страны. Сейчас кое-какие заводы расширяются, так что увеличение объёмов экспорта в любом случае будет.
Последняя новость - это трансформация новыми владельцами проекта "Печора СПГ" в метанольный проект (любопытно, что полгода назад новый владелец ЯТЭК сделал ровно наоборот - перевёл метанольный в СПГ-проект). Даже первая линия "метанольной Печоры" - это 1,7 млн т, т.е. почти удвоение действующих экспортных объёмов в случае реализации. "Метанол или СПГ" - вообще интересная тема для наблюдений и рассуждений, немного об этом есть в тексте. Самое простое, метанол - это возможность экспортной монетизации запасов газа без заморочек с лицензией на СПГ.

Тем не менее, Россия входит в четвёрку крупнейших экспортёров и сохранит а то и улучшит свой статус. Один из конкурентов, который удвоился за два года по объёмам, и если будет возможность, выведет на рынок ещё с десяток млн т - Иран, который (как и мы, и все остальные) торопится монетизировать газовые запасы. Повторюсь, проектов много, есть все основания считать, что тема в любом случае становится популярной. Подробней - как обычно по ссылке. https://rupec.ru/society/blogs/45870/

Очередной обзор газовых рынков.
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 ассигнациями нефтью, чем газом. Понятно, что текущие цены не устойчивы. На следующие июнь и сентбярь, Platts прогнозирует уже очень скромные $4,3 в АТР.

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/

Что-то подзабросил рубрику #вотипосмотрим, исправляюсь. Вернёмся к сюжету от 5 мая, когда цены на акции "Роснефть" (РН) и "Газпром нефть" (ГПН) были примерно на одном уровне в 330 рублей за акцию. Тогда GS дал рекомендацию "покупать" по РН и "продавать" по ГПН. Если обернуться назад, рекомендация дана правильно. Сейчас "Роснефть" по 440, "Газпром нефть" без малого по тем же 330. При этом, за это время ГПН сходила и на 270, а РН ниже тех самых 330 и не опускалась.

Почему тогда эта история с противопоставлением показалась (и кажется и сейчас) интересной, для долгосрочного наблюдения - компании не только стоили одинаково (разумеется, в расчёте на цену 1 акции), но и платили одинаковый дивиденд (50% от ЧП), а в абсолютных значениях у ГПН он был даже чуть выше. Но в какой-то момент нефтяные компании должны будут снижать объём инвестиций в добычу, и думаю в ГПН это произойдёт раньше, чем в РН. В этом контексте, вижу ГПН привлекательней. Признаться, у меня было немного ГПН (и даже купленного несколько дороже 330), и в тот момент был соблазн поменять его на РН временно. Но этого не сделал, видимо зря, но задним умом все крепки.

Одна из причин давления на котировки ГПН (равно, как и многих других компаний в секторе)- это конечно недавние налоговые ужесточения, предсказать которые было сложно. Капитализация же РН поддерживалась байбеком, но последние месяцы стала расти самостоятельно на новостях по "Восток Ойл" и продаже 10% в этом проекте компании Trafigura. И, конечно, налоговые ужесточения в минимальной степени коснулись РН (плюс новые льготы по отмене пошлины на экспорт нефти с Таймыра, т.е. тот самый "Восток Ойл"). То есть с одной стороны, РН проводит более агрессивную политику в части наращивания дорогой добычи. Но с другой стороны, за счёт максимальных налоговых льгот ей удаётся делать это с хорошей выгодой, по крайне мере так это видит рынок.

Не чувствую себя компетентным, чтобы оценить здесь влияние на прибыль(думаю в стране считанное число людей могут хорошо посчитать влияние изменений налоговых режимов на фин. показатели компаний - слишком там уже всё запутано, это видно и по разнобою оценок в кризисные моменты). Но с одной стороны "злые языки" говорят, что проект убыточный будет при текущих ценах и любых налоговых режимах. С другой стороны, Trafigura покупает.

Итак, спекулятивно РН оказалась лучше ГПН. Но представим, что мы купили и ту и ту по 330 и просто ждём дивидендов. По большому счёту, нефтяные компании уже не являются чем-то растущим, поэтому только дивиденд нас должен интересовать. В таком случае, за 2 полугодие 2019 года мы получили от РН (без вычета налога) - 18,1 рублей, от ГПН - 19,8 рублей. Плюс к тому скоро будет выплата 5 рублей от ГПН за 9 мес. 2020 года, от РН пока ничего не анонсировано за этот год. В этом случае от ГПН получено больше. Следим дальше, это в первую очередь не про дивиденды, а интересная история про то, когда нужно будет остановиться в инвестициях в добычу, и запасы с какой себестоимостью оправданно разрабатывать. Помним и о том, что в среднем добыча нефти на месторождениях падает по 7% в год, так что для поддержания вкладывать ещё долго придётся всем участникам в любом случае.
https://t.me/obkos/139

Очередной обзор газовых рынков. Кое-что выборочно из текста:
Цены на СПГ в Азии растут до неприличных значений в $11/млн БТЕ, в Европе небольшой рост до 5,7. Естественно, мы увидим максимальный переток СПГ в Азию, что открывает для "Газпрома" возможности очень хорошо закончить декабрь.
В США очередной рекорд по поставкам газа на сжижение, но нужно помнить, что скоро рекорды закончатся и будет пауза (примерно на отметке экспортных мощностей в 100 млрд куб.м в год). Все заводы "первой волны" достроены, потом в инвестрешениях был перерыв, сейчас строятся три производства, которые будут запущены только в районе 2023 года, это означает, что ещё два года мы не увидим прироста экспорта американского СПГ.

Если говорить о ценах в США, то они на уровне $2,6. Число буровых последние недели - то чуть растёт, то падает. Видимо производители в неопределённости, из-за, с одной стороны, текущих не столь высоких цен (определяются в т.ч. мягкой погодой) и пониманием, что в будущем без достаточных объёмов бурения будет дефицит газа (ведь год назад работало на 50 буровых больше). Тем более, что региональные цены част ниже цены Henry Hub.
Стало известно, что в прошлом году США обновили рекорд по сжиганию попутного газа - около 1,3% от всей добычи. На месторождении Баккен в Северной Дакоте - 19% от всей добычи.
Total усилила свои и без того немалые инвестиции в североамериканский СПГ, купив 16,6% в проекте Costa Azul (Мексика), FID по которому был в прошлом месяце.

В России наиболее любопытным сюжетом оказалась дискуссия об источнике электроэнергии для Баимского ГОКа на Чукотке. Ранее принятое решение о плавучей СПГ-электростанции (от "Новатэка") может быть пересмотрено в пользу также плавучей, но АЭС от "Росатома". Учитывая, что у "Росатома" планы по экспорту ПАЭС малой мощности, нужны новые референтные блоки и прочие преимущества создания масштаба производства (на Чукотке нужны будут 4 блока по 100 МВт). Главная проблема - сроки, ПАЭС будут готовы позже, чем ТЭС на СПГ.

И уже неизбежный "зелёный уголок." "Новатэк" договорился с Siemens о проекте модернизации одной из восьми газовых турбин "Ямал СПГ" с тем, чтобы при сжигании топлива в природный газ можно было подмешивать водород. Основные вопросы - по источнику водорода.
Во-первых, ранее сообщалось что углеродную нейтральность СПГ планируется создавать закачкой CO2 в пласт (CCS). Если же для создание углеродно-нейтрального СПГ использовать водород, то возникает вопрос - откуда этот водород будет получен.
Вероятно, это будет "зелёный" водород - но это означает, что концепция несколько сменилась, а компания будет строить для получения такого водорода ветряки. Такие планы у компании тоже были. Использовать для сгорания в турбине "голубой" водород имеет ограниченный смысл. Ведь получаться он будет здесь же, из метана, с последующей закачкой CO2 на хранение. В таком случае вероятно проще закачивать в рамках CCS выделяемый при сгорании углекислый газ, как ожидалось изначально.

Какая комбинация по производству "голубого", "зелёного" водорода, проектов CCS и созданию углеродно-нейтрального СПГ будет в результате, остаётся следить. Но водородная история имеет здесь очевидную экспортную перспективу, иначе проще использовать CCS. Об этих и других новостях подробней - в тексте.

https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-7-po-13-dekabrya/

Написал обзорный текст по каучукам-шинам (на самом деле, опубликовали ещё на той неделе, но тема долгоиграющая, так что актуальность полностью сохраняется). Краткое содержание:

Сектор бутадиенов-каучуков-шин по понятным причинам оказался самым пострадавшим из-за коронавируса. В мае шинные заводы останавливались, цены на каучуки проседали раза в полтора раза, а бутадиен стоил так дёшево, что вновь отправлялся в пиролиз.
Те не менее, максимальные просадки спроса на шины неплохо коррелировали с просадкой в потреблении нефти: те самые 23-25% в пик кризиса и локдаунов в ЕС, по итогам трёх кварталов снижение составило 14%.

Отдельный интересный сюжет - это активность "Татнефти" в шинном сегменте. Напомним, что в прошлом году "Нижнекамскшина" (принадлежит "Татнефти") опять ругалась по ценам закупок каучуков у "Нижнекамскнефтехима" и в результате решила сделать у себя вертикальную интеграцию в сегменте, купив в прошлом году "Тольяттикаучук" у "Сибура".
В этом году "Татнефть" вновь демонстрирует планы развивать шинный сегмент, теперь в Казахстане, тоже в интегрированном варианте. Осенью компания подписала соглашение с ГК "Аллюр" по созданию СП для производства шин в Казахстане (3 млн легковых и легкогрузовых шин, 0,5 млн грузовых). А в конце ноября "Татнефть" и "КазМунайГаз" обсудили планы сотрудничества, где "Татнефть" проявила заинтересованность в проектах в Атырауской области, "в том числе в производстве бутадиена и его деривативов".

Сейчас цены на каучуки восстановились более, чем полностью. Текущий рост цен на продукцию сектора даже выше "доковидных" значений выглядит несколько неожиданным, учитывая, что ещё в начале осени сектору прогнозировали длительную стагнацию. Вопрос в том, окажется ли практически полное восстановление спроса на продукцию сектора устойчивым или же здесь мы видим, к примеру, временный фактор отложенного спроса. Подробней обо всём этом - в тексте.
https://rupec.ru/society/blogs/45775/

Очередной обзор газовых рынков за прошедшую неделю. Кое-что оттуда кратко и/или выборочно:
- цены в Азии выросли до 2х-летних максимумов, в Европе подросли поменьше. Но цены импортных рынков зимой - это во многом погода и другие факторы в балансе спрос-предложение. Интересней, что происходит в США. Здесь цены вновь припали (опять же, погода), но производители готовятся наращивать добычу и ожидают роста цен.

- С растущей разницей в ценах между АТР и ЕС, СПГ устремляется в Азию, а "Газпром" наращивает поставки в Европу, помогает ему и то, что цены с нефтяной индексацией снизились, отражая весенне-летние низкие цены на нефть. Кроме того, "Газпрому" нужно прокачать по максимуму в этом году, пока есть "лишний" транзитный объём на украинском направлении. В Китае запустили ещё один участок трубы для импорта газа "Силы Сибири". Газ придёт в Пекин, и может быть, новая мощность позволит оперативно, за месяц, компенсировать недостающий объём импорта за год российского газа.

- "Роснефть" открыла новые газовые месторождения в Карском море. Но какой должна быть цена на СПГ, чтобы их разработка была рентабельной? Пока же "Роснефть" быстрее сможет получить немного СПГ для своего портфеля из месторождения Zohr в Египте, где компании принадлежит 30%. Напомним, что сначала добыча на месторождении работала на покрытие внутренних потребностей Египта, но сейчас, по мере наращивания объёмов, начнётся экспорт. В свою очередь, сделать это достаточно просто: у Египта есть простаивающие СПГ-заводы (раньше страна была экспортёром, но потом добыча упала), и обсуждается их перезапуск.

- "Новатэк" вновь перенёс запуск "Ямал СПГ Т4", теперь на 1 кв. 2021 года. Трудный путь с российским оборудованием и технологиями, который тем не менее, является необходимым.
А финансовый директор компании также привёл интересные цифры о себестоимости СПГ. По его словам, компания может поставлять СПГ в северо-восточную Азию по цене чуть больше $3/млн БТЕ. Но здесь, конечно, не полная себестоимость, а в основном операционные затраты. Заявленная себестоимость газа для сжижения составляет смешные, фактически приближающиеся к нулю, $0,07/млн БТЕ (ведь от налога по НДПИ проект освобождён ещё на долгие годы), сжижение - $0,43/млн БТЕ (тоже операционные затраты, кап.затраты оцениваются минимум раз в шесть больше). А вот доставка видимо уже посчитана с учётом полной аренды танкеров - $2,5/млн БТЕ. Также нужно помнить, что часть расходов компенсируется продажей попутно добываемого конденсата, поэтому многое в оценках себестоимости зависит от того, к какому сегменту относить общие операционные затраты на работу завода.

- две главные российские газовые компании успели заявить о себе в рамках "зелёной повестки". "Газпром" объявил планах построить завод по производству водорода из природного газа (пиролиз) в Германии в районе выходов "Северного потоков". Строить действительно лучше на том берегу, т.к. транспортировать метан проще, чем водород. Осталось понять, что с гарантиями по спросу и цены. Понятно, что после множества сюжетов с проблемными инвестициями "Газпрома" на европейском направлении, гарантии здесь должны быть железобетонные и желательно с максимальным участием в новом СП европейского капитала.

А "Новатэк" сообщил об открытии первой углеродно-нейтральной СПГ-заправки в Германии, в городе Росток. Углеродная нейтральность СПГ на заправке обеспечивается компенсационными механизмами. Напомним, ранее стало известно, что в планах компании есть и создание уже изначально "зелёного СПГ" (т.е. с нулевыми выбросами при производстве СПГ) за счёт закачки углекислого газа, выделяющегося при производстве СПГ, в пласт. Уже к 2022 году компания планирует создать хранилища CO2 на Ямале. "Новатэк" надеется монетизировать этот проект, если "зелёный" СПГ будет торговаться с премией к обычным поставкам.
Эти и другие новости подробней, с гиперссылками - в тексте.
https://gasandmoney.ru/analitika/obzor-gazovyh-rynkov-za-period-s-30-noyabrya-po-6-dekabrya/