- Аналитика, Газ, Главное

Обзор газовых рынков за период с 11 января по 17 января

Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко

По итогам обзорного периода стоимость газа оказалась на следующих уровнях:

Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — цены практически не изменились и остались в районе отметки в $2,7/млн БТЕ.

Биржевые цены на газ Европе (TTF, фьючерс ближайшей поставки) также завершили неделю на той же отметке в $7,2/млн БТЕ, но в течение рассматриваемого периода достигали и отметки $9,3.

Цены спотового рынка СПГ в АТР снизились с $21,5 до $18,5/млн БТЕ (февральская поставка), в течение периода стоимость достигала рекордных отметок свыше $30.

Ослабевание холодов в Азиатско-Тихоокеанском регионе прогнозируемо приводит к снижению цен. Австралийский плавучий завод Prelude LNG возобновил производство после 11 месяцев простоя из-за внеплановых ремонтов — небольшая (около 1%), но всё же добавка предложения для рынка СПГ.

Наблюдатели отмечают, что опустошение запасов (не только в Европе, но и в АТР) окажет длительное поддерживающее влияние на газовые котировки. Напомним, ещё прошлой осенью были и пессимистичные прогнозы, что летом 2021 года при определённом стечении обстоятельств мы вновь увидим сверхнизкие цены на газ, но в свете последних событий такой прогноз становится всё менее вероятным.

Любопытно, что «Газпром» на прошедшей неделе отбирал всё больше своего газа из европейских ПХГ в ущерб росту экспорта. И это несмотря на то, что объёмы потенциального украинского транзита уже были предоплачены (но использованы не полностью), и не в рамках базового контракта, а в рамках дополнительных транзитных мощностей (законтрактованы только месяцем ранее). То есть в качестве основной задачи компания ставит «сжигание» (как прямом, так и в переносном смысле) избыточного навеса запасов в европейских ПХГ (они уже примерно на 20 млрд кубометров меньше, чем годом ранее).

Тем временем постепенно начинается «разбор полётов» миновавшего энергетического мини-кризиса. Факторов называется много, один из них мы уже упоминали ранее — это дефицит хранения СПГ и газа в АТР. В Китае одной из причин стал слишком быстрый переход в отоплении с угля на газ (любопытно, что ровно те же причины обсуждались и три года назад, когда в КНР также был пик спроса на газ).

В дополнении к прочим трудностям в Японии (где цены на электроэнергию в пик кризиса оказались в семь раз выше среднего) 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 для многих на своём примере: из-за высоких операционных расходов (на фоне низкого уровня загрузки) в рамках либерализации энергетического сектора оказались закрыты некоторые из электростанций, которые могли работать на нефтяном топливе. В текущих условиях это стало бы и выгодным, и сняло бы остроту кризиса. Спрос на жидкие виды топлива для отопления растёт.

Второй вариант: «ударить автопробегом по бездорожью» — и с удвоенной силой продолжать наращивать системы хранения возобновляемой энергии, разумеется, в первую очередь водородные проекты, и во вторую очередь, аккумуляторы.

Американский рынок-2021: умеренный рост цен и падение добычи

На американском рынке всё спокойно, тем не менее вопросы будущего баланса спроса, предложения, и, как следствие, цены, по-прежнему остаются актуальными. Мы уделяем значительное влияние прогнозу цен на газ на рынке США, так как от них будут зависеть и перспективы новых экспортных проектов СПГ в этой стране.

На ближайший год ожидается, что добыча газа в Соединенных Штатах снизится на 2% (а в 2022-ом вновь вырастет на те же 2%). Как это сочетается с растущим экспортом и восстановлением экономики? Отчасти дефицит будет восполнен за счёт снижения объёмов хранения, но главное — падения потребления, в первую очередь на ТЭС. На фоне сверхнизких цен в прошлом году газ вытеснил уголь в генерации до рекордно низких уровней (в общем объёме выработки — 40% газ, 20% уголь), и вот сейчас с ростом газовых цен в 2021 году уголь несколько восстановит свою долю. В результате, прогноз газовых цен предполагает рост средней стоимости в 2021 году до $3/млн БТЕ. Интересно и то, насколько ожидаемый скромный рост цен устраивает производителей. По итогам прошедшей недели число буровых установок, работающих на газ, вновь выросло на 1 единицу и составило 85.

Итоги года и прогнозы: разброс оценок

Продолжаем подводить итоги года в газовой сфере, на этот раз свои оценки представила консалтинговая компания Rystad Energy. Полную картину, а точнее рисунок, можно посмотреть по ссылке, а нам бы хотелось обсудить три аспекта.

Во-первых, суммарный спрос на газ и его объём добычи (небольшая разница между ними — в объёме хранения) упали на прогнозируемые около 3%.

Во-вторых, по данным Rystad, импорт и производство СПГ в прошлом году выросли на 3%. Напомним, согласно оценкам Bloomberg (которые мы обсуждали неделей ранее) импорт СПГ (по данным трекинга газовозов), вырос лишь символически. Можно дождаться более точных и поздних оценок от GIIGNL и BP (они, кстати, тоже различаются между собой), но всё это подчёркивает, насколько сложен сбор данных и условна (при небольших изменениях) статистика в энергетической сфере.

Третий момент связан с долгосрочным прогнозом на 2040 год, который, как и многие другие прогнозы предполагает без малого удвоение рынка СПГ за следующие двадцать лет. Что смущает — так это более, чем 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 в будущий прирост предложения — 222 млн т новых мощностей! Возможно, озвученные долгосрочные российские планы на суммарные 140 млн т заводов СПГ являются слишком оптимистичными, но и прогноз Rystad здесь выглядит несколько предвзятым.

Рост цен — что это значит для компаний

На фоне увеличения стоимости наблюдатели всё больше задаются вопросом, как текущие высокие цены на газ и СПГ повлияют на показатели наших газовых компаний, «Газпрома» и «Новатэка». Понятно, что положительно, но в какой мере? Тут следует помнить, что 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 стоимость газа с нефтяной привязкой составила 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, но пока это скорее эксперимент, да и скорость движения будет ниже обычного. Поставки в АТР по западному направлению (через Суэцкий канал) сейчас организовать также непросто из-за дефицита традиционных танкеров. Стоимость фрахта газовозов взлетела до значений около 300 тыс. долларов в сутки (в 4 раза больше «справедливой» цены).

Так или иначе, котировки акций «Новатэка» обновили исторические максимумы, что обусловлено не только высокими ценами на газ, но и другими позитивными новостями, связанными с этой компанией. Во-первых, стало известно, что получена первая тестовая партия СПГ на долгожданной 4-ой линии завода «Ямал СПГ», созданной на основе российских технологий и оборудования, хотя пусконаладочные работы ещё идут. Во-вторых, «Новатэк» и НЛМК заключили Меморандум о сотрудничестве в области снижения выбросов парниковых газов,  и такие новости последнее время позитивно воспринимаются сторонниками ESG-инвестирования.

Ещё один показательный пример влияния типа контракта на выручку: 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?

За прошедшую неделю в Европе было обнародовано сразу несколько новых проектов по электролизному «зелёному» водороду. А Siemens Gamesa and Siemens Energy разрабатывают морской «ветряк», который будет производить водород из получаемой электроэнергии непосредственно в море. Напомним, что на прошлой неделе стало известно о получении гранта консорциумом компаний для тестирования такого же подхода. Вероятно, что это направление — одно из магистральных в водородной энергетике ЕС, хотя «морской ветер» по-прежнему остаётся очень дорогим ресурсом. Почему для идеи взяты морские ВЭС — нужен максимально возможный КИУМ, коэффициент использования установленной мощности электролизёра (чтобы зря не простаивал).

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%. О стоимости капитала не сообщается, но по нынешним временам, вероятно, стоимость взята на минимальном уровне. 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).

Все тексты автора — Арина Барабанова

Арина Барабанова

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *