Обзор газовых рынках за период с 12 по 18 апреля
По итогам обзорного периода цены на газ оказались на следующих уровнях: Henry Hub (рынок США, фьючерс с поставкой в следующем месяце) — котировки выросли на 0,2 до отметки в $2,7/млн БТЕ (майская поставка). А фьючерс с поставкой в июне торгуется на 0,1 выше — $2,8. Напомним, что сразу несколько прогнозов начала зимы ожидали «летних» цен вплоть до $3,5 за млн БТЕ, но позже сильные данные по добычи привели к понижению прогнозных цен, в частности, в прогнозе Platts на уровень $2,8 (до этого — $3). Тем не менее, рост цен ближе к лету был ожидаем, что мы сейчас и видим. Влияние на цены оказывает и загрузка заводов СПГ, на которую уже приходится 10% от объёмов добычи в США. Так или иначе, если ориентироваться на указанный выше прогноз, то потенциал роста цен остаётся минимальным, и пока цены на все фьючерсы с поставкой в летние месяцы действительно не превышают отметку в $2,9.
При этом, тенденция к увеличению числа работающих буровых на газ в США сохраняется, по итогам недели рост на 1 единицу до отметки 94 (неделей ранее — также рост на 2 единицы). Для сравнения, в это же время год назад работало 89 буровых, т. е. на 5 меньше, чем сейчас. Всё это оказывает давление на газовые цены в США.
Напомним, что региональные цены могут сильно отличаться от цен Henry Hub. Например, газ в регионе Appalachia (он интересен, т. к. там находится месторождение Marcellus, которое вносит крупнейший вклад в добычу сланцевого газа), торгуется сейчас на 63 цента дешевле, чем цена Henry Hub. Для производителей это существенная разница.
Компания EQT, крупный производитель газа в США, планирует заказать ESG-оценку добычи газа в регионе Appalachia. Главное — в т.ч. с количественной оценкой эмиссии метана. Напомним, что утечки метана — одна из претензий к сланцевой добычи, т. к. парниковый эффект от метана намного выше, чем от углекислоты. Компания считает, что по выбросам этот регион добычи выгодно отличается от других сланцевых месторождений США. В таком случае, в будущем у такого метана может возникнуть «зелёная премия» к цене.
Биржевая цена на газ в Европе (TTF, фьючерс с поставкой в следующем месяце) сильно выросла на 0,6 до $7,2/млн БТЕ. Это высокие цены для межсезонья.
Без малого 3 млрд кубометров газа, закачанные в европейские ПХГ в первой декаде апреля, на прошедшей неделе оказались вновь отобраны из-за похолодания. По данным на 15 апреля объём отбора по-прежнему заметно превышал объёмы закачки.
По словам Павла Завального, Россия ожидает завершение строительства «Северного потока-2» летом. К концу лета могут начаться тестовые работы, а Германия получит первый газ. Здесь нужно отметить, что развитие событий с запуском СП-2 влияет и на определение тактики «Газпрома» по объёмам транзита на украинском направлении. Допустим, описанное позитивное развитие событий случится, и пусть третий квартал будет занят на набор мощности прокачки по СП-2. В таком случае уже в третьем-четвёртом квартале Россия сможет экспортировать заметные объёмы, компенсируя недопоставку во втором квартале и не переплачивая за украинский транзит сверх минимальной цены.
Это означает, что в таком случае сейчас можно ограничиваться минимальным превышением украинского транзита над оплаченными объёмами. Но желательно при условии, что цены в ЕС будут хотя бы на 0,5, а лучше на 1 доллар за млн БТЕ ниже, чем в Азии. Иначе, существует вероятность того, что нашу нишу просто займёт дополнительный СПГ, а хранилища окажутся существенно заполнены. (Напомним, что бОльшие притоки СПГ в Европу этим летом прогнозировались в любом случае). Но, конечно, эта логика действует только в том случае, если СП-2 будет построен и главное запущен к лету.
Пока же спотовая цена поставки СПГ в Азии с поставкой в июне (в СПГ после 15го числа месяц поставки меняется) составила $7,6/млн БТЕ. Неделей ранее цена майской поставки составила $7,3/млн БТЕ. Таким образом, разница между европейскими и азиатскими ценами после резкого роста цен в ЕС выглядит небольшой, это стимулирует притоки СПГ в Европу.
Глобальный рынок СПГ: неожиданная реанимация забытых проектов
Shell и Equinor предложили Танзании «действовать сейчас» с тем, чтобы всё-таки построить завод СПГ в стране, пока остаётся окно для спроса. Напомним, что в соседнем Мозамбике приостановлено строительство завода СПГ на фоне активности боевиков, ситуация крайне напряжённая. А в январе Equinor списала почти $1 млрд инвестиций в СПГ-проект в Танзании. Но дело в том, что основные причины постановки проекта в Танзании на паузу были связаны вовсе не с нестабильностью в Мозамбике, а с тем, что инвесторы в завод СПГ и правительство Танзании уже в течение последних нескольких лет не могут договориться по принципам раздела доходов от проекта.
Ещё один проект-долгожитель: Goldboro LNG (Новая Шотландия) объявил о планах принять окончательное инвестрешение до конца июня. Напомним, недавно проект просил государственной или региональной поддержки, но пока сообщений о её получении не было. Завод, если его построят, будет находиться на восточном побережье, а значит, поставлять СПГ преимущественно в Европу. А газ доставят из провинции Альберта. Маршрут транспортировки длинный, но планируется использовать действующие газопроводы, иначе проект был бы очевидно неокупаем.
Всё большая часть даже газовой части обзора неизбежно превращается в обзор с высокой долей декарбонизационной повестки. Даже в газовых новостных лентах объём «зелёной» повестки уже составляет около 50%.
Cheniere Energy, пионер американского экспорта СПГ и крупнейший в настоящее время экспортёр в США (6 линий Sabine Pass LNG и 3 линии Corpus Christi LNG) опубликовала небольшое исследование с собственным видением рынка СПГ и зелёной повестки в этом контексте.
Сначала взглянем на график баланса спроса и предложения.
Как видно из графика, подобранные компанией сценарии предполагают умеренный рост спроса на СПГ. Например, нет удвоения к 2040 году, а на ближайшие несколько лет возможные кривые спроса находятся ниже объёма предложения, что предполагает избыток на рынке.
Напомним, что компания уже построила свои мощности СПГ, поэтому рисовать прогнозы повышенного спроса для поддержки новых проектов ей совсем не обязательно.
Одновременно, Cheniere оценила себестоимость производства СПГ, в т.ч с учётом оплаты углеродного следа.
Обратим внимание, что на данном рисунке это только часть себестоимости, т. н. «денежные расходы», то есть, в первом приближении, текущие расходы на производство и транспортировку СПГ без учёта стоимости капитальных затрат на строительство. Но с учётом «углеродного вклада»: по всей цепочке до сдачи СПГ покупателю.
Как видно из рисунка, этот вклад высок, он во многих случаях удваивает себестоимость в данной трактовке. Методология не описывается, но одно из допущений — цена выбросов, она высока и составляет 140 долларов за тонну CO2.
Но при такой стоимости выбросов, уже при использовании (сжигании) СПГ придётся заплатить $385 за тонну СПГ. В таком случае СПГ по полной стоимости углеродного следа окажется крайне дорогим топливом и проиграет ВИЭ даже с учётом известных трудностей с накопителями.
Зелёный уголок. Водород в России: следим за зарубежным опытом.
Россия, вероятно, всё же взялась за низкоуглеродную повестку и принимает правила игры декарбонизирующейся глобальной энергетики. Уже в ближайшее время компании будут представлять отчётность по объёмам выбросов парниковых газов. Пока — без каких-то обязательств. Но вероятный следующий шаг — разработка систем торговли углеродными единицами. Любопытно, что на прошедшей неделе МЭА назвала китайскую торговую систему квотами на выбросы ключевым элементом декарбонизации электроэнергетического сектора.
Во-вторых, как и во всём мире, водород может стать одним из ключевых элементов новой конструкции. Сильны и экспортные амбиции, обсуждается возможность экспорта из России от 7,9 до 33,4 млн т водорода к 2050 году, выручка оценивается от 24 до 100 млрд в год. Как видно из этих цифр, средняя экспортная цена составит в таком случае 3 доллара за килограмм. Вероятно сюда входит как стоимость производства, так и транспортировки.
Вопрос транспортировки скорее является даже более важным, чем вопрос производства. Водород в сжиженном виде транспортировать очень дорого (напомним, ожидаем этим летом первую тестовую поставку из Австралии в Японию), хотя немецкая RWE уже обсуждает возможности подобных поставок из Австралии в Европу. За исключением нескольких экзотических способов, остаётся транспорт по трубам.
В России уже поднимается вопрос допуска производителей водорода в газотранспортную систему. Но вопросов пока больше, чем ответов. И вопросы не только организационно-правовые, но и технические. Так или иначе, тренд на использование газовых сетей для транспортировки водорода сейчас наблюдается во всём мире. Причины понятны: использовать действующие сети удобней, чем строить новые. При этом, т. к. переход на водород будет постепенный, на первом этапе планируется транспортировать газоводородные смеси.
И здесь становится важно следить за новостями и успехами или проблемами этого подхода в мире, т. к. много где эти процессы будут развиваться быстрее, чем у нас.
Индия планирует смешивать водород с газом, и уже экспериментирует с газо-водородными смесями (до 18% водорода) для компримированного (сжатого газа), который используется для заправки транспортных средств. Европа заявила о планах перевести на водород 40 тыс. км газовых сетей. На 69% предполагается переоборудование существующих газопроводов, на 31% — строительство новых трубопроводов. Но сколько это будет стоить? От 50 до 100 млрд долларов!
В нашей стране дело осложняет и тот факт, что по-прежнему значительная часть учёта газа основана на объёмных единицах. В случае добавок водорода появляется необходимое, но не достаточное условие — перевод всего учёта не только на объёмные, но также и на энергетические единицы.
Автор — Александр Собко
