Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко
Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — цены незначительно выросли на 0,1 до отметки в $2,6/млн БТЕ.
Биржевые цены на газ Европе в течение недели росли, но потом снизились и по итогам периода остались на прежней отметке в $5,7/млн БТЕ.
Цены спотового рынка СПГ в АТР с поставкой в январе выросли ещё на $1,7 до очень высоких уровней в $12,7/млн БТЕ.
В США «базовая» цена газа (на Henry Hub) остаётся на низком уровне, при этом вновь приходят новости, демонстрирующие насколько разнородны цены внутри страны. Сказывается дефицит инфраструктуры, кроме того понятно, что когда газ скорее везде дёшев, затраты на его транспортировку составляют заметную долю в цене, строить такую инфраструктуру оказывается рискованно: чуть изменятся цены и доставка уже не окупится. В предыдущем обзоре мы обсуждали, что многие региональные цены ниже Henry Hub. А сейчас обратный пример: на северо-востоке, в районе Бостона цены превысили отметку $7,5 за млн БТЕ. Здесь из-за дефицита газопроводов и хранения регулярно зимой ценовые всплески. Напомним, в январе 2018 года, также из-за высоких цен, в Бостоне наблюдалась ситуация, когда СПГ в регион поставлялся с «Ямал СПГ», хотя США уже два года как стали экспортёром сжиженного газа. Причина этого курьёза — запрет в США на каботаж (внутренние перевозки) на судах иностранного производства, какими являются газовозы. Любопытно, что ещё осенью цены в этом же регионе держались, напротив, намного ниже цен Henry Hub.
В целом же объёмы добычи газа в США последние месяцы существенно не меняется, она сейчас на 5% ниже, чем годом ранее. Но EIA в новом обзоре DPR (оценивает активность на сланцевых месторождениях) прогнозирует небольшое снижение добычи (при том, что уменьшается и число DUC — пробуренных, но не завершённых скважин: их «тратят» на фоне малых объёмов бурения). Число буровых установок выросло на 2 единицы до 81 (на 44 меньше, чем год назад).
В Европе цены держатся на прежнем уровне, несмотря на мягкую погоду и даже снижение спроса: сказывается конкуренция с азиатским рынком в сфере СПГ. Кроме того, стоит отметить ещё одну особенность. «Уход» СПГ в Азию привёл не только к росту трубопроводных поставок, но и повышенному отбору из хранилищ. В результате, «навес» предложения в ПХГ (превышение объёмов в хранилищах в сравнении с той же датой годом ранее) исчез. Напомним, что именно этого навеса опасались как одну из причин, что летом газовые рынки снова «скатятся» в сильный переизбыток. Впрочем, проблема высоких запасов отчасти сохраняется: и годом ранее газа в хранилищах тоже было прилично, тогда готовились к возможным перебоям с украинским транзитом.
В Азии ранняя зима и погодный фактор, эти факторы привели к рекордным (шестилетние максимумы) ценам на СПГ в АТР, китайские котировки угля — на восьмилетних максимумах. При том, что Китай продемонстрировал в ноябре рекордные суточные объёмы собственной добычи газа.
Текущие цены высоки, но какой окажется средняя цена в 2021 году?
В любом случае, понятно что нынешняя ситуация сверхвысоких цен в Азии — «зимняя» и неустойчивая. Достаточно сказать, что при текущих спотовых ценах на СПГ окажется дешевле сжигать чистую нефть, если оставить за скобками экологическую составляющую. Понятно, что это скорее теоретический пример, но нефть традиционно была дороже газа. Сейчас же участники рынка уже пытаются прикинуть, какими будут в ближайшее время среднегодовые цены, тем более, что прирост новых мощностей СПГ окажется уже минимальным, а избыток газа исчезает.
В любом случае, участники рынка будут принимать инвестрешения по новым производствам на основе своих контрактов на поставку СПГ, которые могут включать в себя разные типы ценообразования. В СПГ мы уже видим многообразие ценообразований на разных рынках, а цены подчас даже в два раза отличаются между собой («спот в АТР» — «нефтяная привязка» или спотовые цены в АТР и ЕС).
Как нетрудно заметить, спотовые цены на СПГ в АТР намного выше цен на СПГ с нефтяной привязкой. Ведь при нефти в 50 долларов и коэффициенте привязки в 0,12—0,14 мы сейчас получим цену СПГ в $6-7 за млн БТЕ, соответственно.
Если говорить о спотовом рынке, то для следующего года в Platts предполагает уже в марте снижение цен до $5,6, а на июнь и сентябрь 2021 года вполне скромный уровень цен в $4.3 (JKМ, то есть спотовый рынок в северовосточной Азии). При таком раскладе даже в сумме с высокими зимними ценами, средняя цена по году скорее недотянет до $7—8, необходимые для гарантированной окупаемости новых производств.
Украинский рынок газа: секрет успеха — сохранившийся транзит
Глава «Оператор ГТС Украины» Сергей Макогон сообщил, что ожидает минимального импорта газа в страну в текущий отопительный сезон, а спрос будет покрываться за счёт запасов в ПХГ. 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, закачивающие газ в украинские хранилища и зарабатывающие на разнице летних и зимних цен. Так как тарифы на хранения в ПХГ на Украине крайне низкие. Любопытно, что цены на газ на Украине сейчас даже чуть ниже чем в Европе, ведь чтобы продать газ из украинских ПХГ в ЕС, его нужно доставить до европейских хабов. И, конечно, закачивать газ летом стало ещё проще и дешевле после того, как сразу по нескольким транзитным направлениям появился виртуальный реверс газа. Фактически, газ отбирается из транзитного потока, но при этом «Газпром» ещё и полностью оплачивает транспорт. Если транзит через Украину прекратится через несколько лет, это означает, что закачку в хранилища придётся осуществлять через вполне реальные физические поставки с европейских торговых площадок.
Ещё одна новость в контексте украинского транзита: разрешилась интрига с «Балканским потоком», продолжение «Турецкого потока» в странах юго-восточной Европы. Напомним, ранее сообщения были противоречивые — запуск сербского участка то объявлялся по плану, с 2021 года, то запуск анонсировался только весной. Сейчас стало ясно, что трубопровод уже в новогоднюю ночь или чуть раньше начнёт давать газ на территорию Сербии. Мощности пока будут небольшие — 3 млрд куб.м в год, но их достаточно, чтобы полностью закрыть объёмы импорта газа Сербией. Далее, по мере запуска компрессорных станций (и в Сербии, и в Болгарии), они увеличатся до плановых (по сербской территории) 12 млрд куб.м.
Российские новости: внимание к независимым производителям
Среди интересных новостей российского рынка выделим две истории с независимыми производителями газа: «Еврохим» (производитель удобрений) решил заняться газодобычей в Астраханской области (вероятна, какая-то интеграция с основной деятельностью, например через попутное производство серы), а Volga Gas c нефтегазовыми активами в Поволжье может сменить владельца.
«Новатэк» на «Ямал СПГ» успешно испытал криогенный насос большой мощности российского производства.
«Зелёный уголок». Новый проект CCS: очень затратная история
В «зелёном уголке» — новый проект CCS (carbon capture and storage, улавливание и закачивание углекислого газа в пласт) Northern Lights в Норвегии. Проект получил финансовую поддержку правительства Норвегии, кроме того в нём участвуют Shell, Equinor и Total.
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, с текущими низкими ценами на выбросы углекислоты, экономических стимулов развивать их нет.
Любопытно, что в мире сейчас работает CSS-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. На этом фоне новый проект на 5 млн т в Норвегии выглядит заметной прибавкой. Но что это даст в борьбе с эмиссией? Совсем немного.
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. Неудивительно, что эти технологии развиваются очень медленно.
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.
