- в Мире, Главное, Новости

Обзор газовых рынков за период с 25 по 31 января

Авторский обзор эксперта информационно-аналитического агентства RUPEC Александра Собко

По итогам обзорного периода стоимость газа оказались на следующих уровнях:

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 (TTF, фьючерс с поставкой в следующем месяце) снизились на 0,7 до отметки в $7/млн БТЕ. Месяц поставки сменился с февраля на март, что повлияло на падение цен.

Цены спотового рынка СПГ в АТР продолжили снижение, уже не так резко, и упали на 0,5 до отметки в $8,4/млн БТЕ (мартовская поставка). Ожидаемо, на фоне потепления.

В США последние месяцы цены колеблются в коридоре $2,4-2,8/млн БТЕ. Наблюдатели уже не так оптимистичны касаемо будущего роста цен, некоторые из них ожидают к лету лишь отметки $3, а не $3,5/млн БТЕ, как ранее прогнозировало часть участников рынка. С другой стороны, многие производители захеджировали свою добычу при ценах в $2,7/млн БТЕ, так что уровень цен их волнует лишь в некоторой степени. Это также означает, что те или иные колебания стоимости не обязательно будут коррелировать с числом действующих буровых установок. По итогам недели число работающих на газ буровых не изменилось и осталось на отметке 88, за последние недели мы видели рост. В результате это уже всего на 24 буровых меньше, чем год назад.

«Сверхдешёвый» газ для КНР: особенности ценообразования

Стало известно, что «Газпром» продавал газ в КНР в октябре и ноябре по скромной цене в $126 за тыс. куб.м. Такой сюжет уже представляет исторический интерес в контексте сравнения особенностей ценообразования на разных рынках. Стоимость для КНР оказалась заметно ниже, чем при поставках в Европу — но это неудивительно, учитывая, что две трети поставок в Европу проходили по биржевым ценам, которые к концу года были выше контрактных (с нефтяной привязкой).

При допущении калорийности российского газа для КНР, аналогичной поставкам в ЕС, $126 соответствуют всего $3,5/млн БТЕ, спотовая цена в ЕС в октябре-ноябре была на уровне $4,5.

Интересно сравнить трубопроводные поставки «Газпрома» в КНР и с поставками СПГ (глобальными) в 4 квартале компании Total, их цена обнародована, это $4,9/млн БТЕ. Напомним, что и цены на СПГ у Total в 4 кв. оказались ниже спотовых цен на СПГ в АТР (всё по той же причине «нефтяной привязки»). Но у «Газпрома» цена ещё ниже. Почему? Это связано с тем, что контрактах на поставку сетевого газа:

(1) коэффициент привязки к нефти меньше, чем у контрактов на поставку СПГ, и главное:

(2) лаг к нефтяным ценам длиннее (а значит, цена Газпрома «захватила» сверхнизкие нефтяные котировки весны) по сравнению с СПГ, где лаг обычно составляет около трёх месяцев. Именно поэтому в 3 кв. цены «Газпрома» для КНР были выше, чем в октябре и ноябре. А цены на СПГ у Total в 3 кв., напротив, были ниже, чем в 4 кв.

Газовый рынок Украины: воспоминания о будущем

На Украине вновь возобновилась дискуссия о покупке российского газа, якобы в своё время была возможность приобретения дешёвого топлива из России, но власти от неё отказались. Что происходит?

Напомним, что цены на газ на Украине уже давно полностью коррелируют с европейскими ценами на газ (иногда они даже оказываются ниже, как сейчас — т. к. в ПХГ были закачены большие объёмы). Это логично, с учётом того, что импорт газа формально идёт из Европы (физически это российский газ, но сейчас даже официально разрешены механизмы виртуального реверса). Соответственно, пока сохраняется транзит, Украине просто не нужен импорт российского газа, страна и так может его покупать у европейских импортёров из РФ по ценам европейских бирж или ниже. Проблемы могут возникнуть, когда сильно снизится украинский транзит, но пока этого нет.

Важнее, почему дискуссия о прямых закупках из России газа вновь активизировалась. А потому, что цены на газ для населения уже также напрямую зависят от европейских цен.

В стране проведена реформа и жители (где-то пока в теории, где-то на практике) сами могут менять поставщика газа на предлагающего наименьшую цену или интересный тариф. Появились разные варианты, масса трейдеров. Словом, всё как в Европе. Реформа, запущенная в августе, совпала по времени с периодом низких и сверхнизких цен на газ, поэтому на первых порах всё выглядело эффектно. Сейчас же цены выросли, а вместе с ними и недовольство. Правительство уже установило гарантированную минимальную цену в 6,99 гривен за кубометр (и это без учёта доставки), но так как в определённые моменты европейские котировки выше, такую цену может выдержать только «Нафтогаз», имеющий собственную добычу в объёме, достаточном для нужд населения. И даже неплохо на этом заработать. Независимые трейдеры заявляют, что теряют деньги. Вновь обсуждается, что цена для населения должна отражать себестоимость добычи «Нафтогаза» с приемлемой наценкой, то есть возврат к регулированию. А что означают текущие цены на Украине в сравнении?

В России газ для населения обходится в 5-6 рублей за куб.м в зависимости от региона — это конечная цена. На Украине, минимальная гарантированная цена, введённая даже на фоне растущего недовольства, 6,99 гривен — 19 рублей за кубометр, и это без тарифа за доставку. Цена с привязкой к европейским ценам время от времени становится ещё дороже. 7 гривен за кубометр по нынешнему курсу соответствует 250 долларам за тысячу кубометров.

Египет: реанимация старых СПГ-заводов

В центре внимания прошедшей недели и Египет — где запускается второй завод, Damietta LNG. Напомним, что оба производства (Damietta и Idku) были остановлены несколько лет назад из-за дефицита газа. После начала разработки оффшорного месторождения Zohr (где, кстати, у «Роснефти» 30%) появился лишний газ. В результате, время от времени работает завод Idku LNG, и вот сейчас возвращается в строй второе производство, простаивавшее в течение восьми лет.

Напомним, неделей ранее обсуждалось, что Chevron планирует построить газопровод, доставляющий газ на египетские заводы СПГ и с восточносредиземноморских месторождений Израиля. Для нас, это, скорее хорошие новости. Да, египетский СПГ (с сырьём различного происхождения) вероятно пойдёт в Европу, но в любом случае, СПГ — это гибкие поставки. Известна альтернатива направлению израильских запасов на египетские заводы СПГ — проект EastMed Pipeline, который однозначно привёл бы газ Восточного Средиземноморья в Европу по морскому глубоководному газопроводу. Сейчас вероятность реализации этой альтернативы становится ещё меньше. Проект недешёвый ($7 млрд за 10 млрд куб.м), и пока находится только на стадии проработки и согласований. Для сравнения, проект газопровода Chevron позволит экспортировать в Египет 7 млрд куб.м газа, а стоимость оценивается всего в 235 млн долларов.

Следует отметить, что газ с месторождения Zohr для Idku LNG закупается по не очень гуманным ценам чуть ниже $5/млн БТЕ, а потому его сжижение и экспорт оказываются рентабельными только при высоких мировых ценах. Именно поэтому экспорт вырос в ноябре-январе, а до этого завод несколько месяцев практически простаивал.

Зелёный уголок. «Водородные считалочки»

Новости о принятии решений по новым водородным проектам теперь приходят слишком часто. Предлагаем как-то систематизировать получаемую информацию. 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, крупнейшего построенного к настоящему времени), который будет производить 8,2 т в день «низкокарбонового» водорода. Такая формулировка выбрана потому, что 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 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.

Все тексты автора — Арина Барабанова

Арина Барабанова

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *