По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях:
- Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — стоимость существенно не изменилась, оставшись на отметке в $2,9/млн БТЕ. При этом на фоне похолодания, цены спотового рынка (с ближайшей поставкой) в некоторых регионах находились на принципиально другом уровне от $10/млн БТЕ и выше, а в некоторых случаях достигали и отметки $85. Такая ситуация не уникальна.
- Биржевые цены на газ Европе (TTF, фьючерс с поставкой в следующем месяце) вновь снизились, на 0,2, до отметки в $6,2/млн БТЕ. В Европе холодная погода, однако сильного роста стоимости мы не видим. Отсылка к тому, что цена фьючерса отражает поставку следующего месяца, а холодно сейчас, тоже не работает, поскольку цены с поставкой на следующем день находятся практически на том же уровне (на 3% выше).
Германия импортировала из РФ за 10 дней февраля на 48% больше, чем годом ранее. Плюс к тому ожидание весны и активный отбор из хранилищ. Низкие запасы уже обсуждались ранее. Объём отбора составлял к концу недели около 1 млрд куб.м в сутки (в том числе, конечно, из-за холодов), для сравнения годом ранее в это же время отбиралось в два раза меньше. Трейдеры ожидают, что вскоре ценовой арбитраж между АТР и ЕС исчезнет. Это приведёт к новому притоку СПГ в ЕС, что позволит восполнить запасы.
Действительно, цены спотового рынка 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, с учётом разницы в стоимости транспортировки.
Число работающих буровых на газ в США по итогам периода уменьшилось на 4 единицы (с 92 до 90).
Катар: новый СПГ, трейдинг и улавливание углекислоты
На глобальных рынках СПГ наиболее ярким событием стало принятие Катаром окончательного инвестрешения (FID) по расширению своих мощностей СПГ с 77 до 110 млн т (то есть на 33 млн т в год, 4 линии примерно по 8 млн т). В будущем ожидается ещё одно расширение — на 16 млн до 126 млн. Событие ожидаемое, но важное. Здесь нужно отметить три момента.
Во-первых, несмотря на внушительные объёмы, прирост предложения катарских объёмов соответствует примерно двум годам увеличения глобального спроса (при допущении роста рынка СПГ на 4% в год). И это на фоне пока практически отсутствия новых FID в мире. Избытка на рынке через пять лет (когда завод построят) новые катарские объёмы точно не вызовут, хотя он может реализоваться в случае массовых FID в других регионах, в том числе и в США.
Во-вторых, 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. Тем не менее, себестоимость СПГ в Катаре в любом случае будет низкой за счёт нулевой или даже отрицательной себестоимости добываемого природного газа, как мы видим на действующих производствах. Такой расчёт становится возможным из-за продажи сопутствующего конденсата. Но не исключено, что содержание конденсата на новых участках может быть ниже, полная себестоимость нового СПГ оценивается уже в $4/млн БТЕ.
Из этого следует третий момент. Низкая себестоимость газа позволяет Катару не беспокоиться о заключении долгосрочных контрактов, считая, что он реализует свой газ в любом случае с прибылью. Более того, у Катара постепенно заканчиваются старые долгосрочные контракты, и в случае, если они не будут перезаключены, значительные дополнительные объёмы СПГ (до 50 млн т в год в ближайшие шесть лет) окажутся на спотовом рынке.
На этом фоне выглядит логичным следующий ход — озвученные на прошедшей неделе планы Qatar Petroleum по созданию собственного трейдингового подразделения. Тем более, что под контролем Катара и флот газовозов, компания Nakilat, которую страна последовательно переводит в самостоятельное операционное управление от совместного с Shell.
Одновременно, Qatar Petroleum делает акцент и на «углеродной чистоте» своего нового СПГ. Планы по улавливанию CO2 предполагают захоронение 7-9 млн т углекислого газа в год. Это соответствует выбросам от примерно 3 млн т СПГ. Понятно, что улавливание углекислоты в точке производства возможно только в контексте энергетических расходов на получение самого СПГ. Эти расходы традиционно можно оценить по верхней границе в 10% от производимых объёмов. В таком случае, получается, что весь новый СПГ (в части расширения мощностей) будет углеродонейтральным с точки зрения операционных энергетических затрат на его производство.
Прочие проекты СПГ: гонка начинается?
Принятие FID Катаром стимулирует всех остальных производителей не затягивать со своими решениями. Пока решений нет, но много активности.
Американская Venture Global договорилась о займе в $500 млн для своего Plaquemines LNG, но сумма всех проблем, конечно, не решит. В Африке насчитали новых потенциальных проектов СПГ на 74 млн т в год, но, безусловно, пока это скорее желания, а не возможности. Особенно на фоне известных проблем в Мозамбике и Танзании, да и в других регионах всё непросто.
В Папуа Новой Гвинее Total удалось договориться с правительством о финансовых условиях для завода Papua LNG, теперь дело может пойти быстрее, чем более речь идёт о возможности строительства на площадке другого завода, PNG LNG (который тоже будет расширяться) – всё это удешевляет обе стройки.
Если говорить об уже строящихся производствах, то LNG Canada (Shell – основной акционер) начинает потихоньку достраивать свой завод (решение принято ещё в конце 2018 года, потом стройка приостанавливалась из-за коронавируса). Сейчас наблюдатели ожидают, что запуск завода может состояться только во второй половине 2025 года, то есть строительство (само по себе, кстати, недешёвое) в сумме будет продолжаться семь лет, и всё это, соответственно, негативно повлияет на сроки возврата инвестиций.
Shell не унывает, и несмотря на энергопереход, в рамках своей новой энергостратегии планирует наращивать СПГ-портфель. И это при том, что компания уже сейчас является крупнейшим трейдером СПГ — 70 млн т по итогам года, без малого — четверть рынка. Инвестировать компания готова только в проекты с себестоимостью не более $5/млн БТЕ (интересно, какой окажется себестоимость на LNG Canada?).
Аналогично, несмотря на энергопереход, на сжиженный природный газ ставит и Total – продажи СПГ выросли на 12% в прошлом году, рост на 10% — прогноз на текущий. Всё это больше среднего прироста рынка.
Единственный запущенный в 2020 году СПГ-проект в Мексике, Costa Azul LNG (напомним, газ по трубе — из США, просто в Мексике строить окащалось удобнее, так как можно было переделать терминал по приёму СПГ и сэкономить) определился (хотя, конечно, это формальность) с лицензиаром технологии сжижения — им оказалась американская Air Products. Что неудивительно, учитывая, что технологии этой компании присутствуют на большей части всех действующих СПГ-производств. Криогенный теплообменник, ключевой компонент завода, будет изготовлен во Флориде.
Зелёный уголок. Аммиак, «зелёный» и «бирюзовый водород»
В сфере водородной энергетики наиболее ярким событием стали инвестиции принадлежащего Биллу Гейтсу фонда в калифорнийский стартап, занимающийся получение водорода путём пиролиза метана (с получением чистого углерода в качестве второго продукта). Событие скорее символическое, поскольку сумма совсем не велика — $11,5 млн. Напомним, что на получение именно такого, т. н. «бирюзового» 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. Соответственно, если в Вашингтоне новая администрация всерьёз возьмётся за перевод пока в целом очень углеводородной американской экономики на «зелёные рельсы», то чуть ли не единственным реалистичным решением станет массовое производство водорода пиролизом природного газа.
В России аналогичный переход маловероятен, поэтому у нас технологии пиролиза разрабатываются с прицелом на экспортные поставки в Германию (с вероятным получением водорода на её территории). Но есть актуальность и для внутреннего спроса: при введение трансграничных углеродных налогов экспортно-ориентированную продукцию, возможно, придётся производить с использованием такого, «бирюзового» водорода.
«Лукойл» также изучает технологии получения водорода из метана. Реакция будет происходить непосредственно в скважине (точнее в старых отработанных скважинах, с остаточными запасами метана, а также и других углеводородов), затем, через специальные скважины, пользуясь тем, что водород — самый лёгкий газ (что важно для его отделения от прочих образующихся газов) предполагается его отбор. Химия до конца непонятна, скорее это паровая конверсия (то есть с выделением CO2), но в любом случае углекислый газ останется в скважине, а значит, задача экологической чистоты водорода будет решена. Пока это только лабораторная технология, даже экспериментальная добыча намечена на 2022 год.
Ещё один сюжет, который мы отслеживаем — конкуренция «зелёного водорода» и «зелёного аммиака». Грань здесь условна, так как аммиак в каком-то смысле является решением, позволяющим проще транспортировать водород при танкерных перевозках. Тем не менее, важна и конечная форма: водород или аммиак. На прошедшей неделе свои планы по использованию «зелёного аммиака» обнародовала Япония: 30 млн т к 2050 году и 3 млн т к 2030 году. 30 млн т аммиака соответствуют 5 млн т водорода. С учётом того, что в планах страны – использование 10 млн т водорода уже к 2030 году, нужно сказать, что водород пока лидирует. Впрочем, планы здесь часто меняются, а основной вопрос заключается в том, удастся ли снизить стоимость морской транспортировки сжиженного водорода (ведь температура кипения водорода намного ниже, чем даже у природного газа).
Автор: Александр Собко
Обзор газовых рынков за период с 1 по 7 февраля | Gas and Money