Альтернативная энергетика все еще не доказала своей состоятельности, поэтому главным мировым топливом в обозримой перспективе будет природный газ. А стремление мировых регуляторов использовать в качестве топлива водород только поддержит газодобычу.
В конце 70-ых президент США Джимми Картер, один из активнейших пропагандистов альтернативной энергетики, организовал установку небольшой солнечной панели на крыше Белого дома, чтобы на практике продемонстрировать общественности эффективность солнечной энергии. В 1986 году работавшая на солнечной энергии теплоэлектроцентраль, которая обслуживала Белый дом, дала течь и была демонтирована. Тогда же окончательно сошли на нет все усилия Администрации Картера по внедрению возобновляемых энергоресурсов, потому что перепроизводство нефти столкнуло мировые цены на углеводороды на уровень $10 за баррель. Тем не менее никуда не делась так называемая «энергетическая трилемма», заключающаяся в создании доступной, экологически чистой и безопасной энергии. И еще долго правительства по всему миру считали ее идеальным разрешением развитие трех альтернативных источников энергии: солнце, ветер и биотопливо. Сегодня былая любовь охладела и стало ясно, что альтернативные источники энергии гораздо дороже, менее надежны и эффективны, чем традиционные. Но запрос на экологичность сохраняется и главная его жертва– уголь, несмотря на то, что сегодня именно из него производится 40% энергии. Конечно, едва ли те же США, которые владеют 25% мировых запасов угля (и фактически являются «угольной Саудовской Аравией») в ближайшее время полностью исключат уголь из своих энергетических цепочек, но процесс идет во всем мире. Но та же Великобритания уже прошла весь путь от начала до конца и 27 апреля 2017 года положила конец использованию в стране угля для производства энергии. В этот день впервые с 1882 года уголь не использовался в производстве энергии на всей территории Британских островов.
При этом ожидается, что к 2040 году мировой спрос на энергию возрастет примерно на 40%. Что же станет движущей силой этого роста. Очевидно, что без технологических прорывов в альтернативной энергетики это будет ископаемое топливо. Причем именно для природного газа открываются прекрасные шансы стать тем топливом, которое будет управлять мировой экономикой в обозримом будущем.
Газ получил гораздо более широкое промышленное применение, чем нефть или уголь. Его массово используют для производства пластмассы, удобрений и широкого ассортимента химических продуктов. Около 30% мирового потребления газа приходится на промышленное использование (не в качестве топлива). Из всех видов ископаемого топлива природный газ является экологически самым чистым.
Ожидается, что к 2040 году потребление газа увеличится примерно на 60% и достигнет 203 трлн кубических футов, а к 2031 году газ полностью заменит уголь в производстве энергии в ЕС и США, а его доля в объеме всей производимой в мире энергии составит около 45%.
Есть как минимум два тренда, позволяющие делать вывод о том, что с каждым годом газовая промышленность будет чувствовать себя все лучше. Во-первых, активно использование водорода в качестве альтернативного топлива. Уже при существующей инфраструктуре водород используется вместо природного газа для отопления зданий и приготовления пищи; использование энергии из возобновляемых источников для этих целей невозможно, за исключением разве что биогаза, но при его применении в широких масштабах возникают определенные экологические проблемы. Энергия, которую производят генераторы, работающие на водородном топливе, дешевле энергии из возобновляемых источников. Причем здесь газ? Разгадка в том, что водород образуется, в основном, при высоких температурах в результате взаимодействия водяного пара с метаном. Сегодня полученный таким образом водород применяется, главным образом, в производстве аммиака для удобрений и является одним из важнейших промышленных продуктов переработки природного газа. Хотя сам по себе водород можно получать из воды методом электролиза, дешевле производить его из природного газа, централизовано отделяя побочный продукт CO2. Конечно, процесс преобразования природного газа в водород по-прежнему связан с выбросами углекислого газа, но их объемы в расчете на единицу произведенной электроэнергии намного ниже, чем выбросы от двигателя внутреннего сгорания на газовом топливе. Во-вторых, газа может стать заменой нефти как транспортного топлива. Сегодня СПГ используется в качестве транспортного топлива, в основном, для общественного транспорта в Европе, хотя его использование в качестве автомобильного топлива составляет лишь 1% от общего объема мирового потребления. СПГ, который сжимается при давлении более 3000 фунтов на квадратный дюйм до одного процента от объема, занимаемого при нормальном атмосферном давлении, может сжигаться в двигателе внутреннего сгорания после его соответствующего переоборудования для использования СПГ. Только 0,1 процента природного газа, потребляемого в Соединенных Штатах в 2012 году, использовался в качестве топлива для транспортных средств; но в энергетическом эквиваленте это более 5 миллионов баррелей нефти. Автомобили на СПГ выделяют гораздо меньше окиси углерода, оксидов азота (NOx) и твердых частиц, чем автомобили на бензиновом двигателе. Главный недостаток СПГ – низкая плотность энергии по сравнению с жидким топливом. Галлон СПГ по энергетической ценности равен только четверти галлона бензина. Поэтому автомобили на СПГ нужно оснащать большими, громоздкими топливными баками, что практически возможно только для крупных транспортных средств, таких как автобусы и грузовики. Природный газ может сыграть определенную роль в сокращении загрязнений, ведущих к глобальному потеплению, но его использование в качестве транспортного топлива – далеко не лучшее решение в контексте проблемы изменения климата. Например, автомобиль Honda Civic на СПГ дает примерно на 15 процентов меньше выбросов, способствующих глобальному потеплению, чем Honda Civic с обычным бензиновым двигателем; при этом автомобиль Civic на гибридном бензиново-электрическом двигателе стоит меньше и дает на 30% меньше вредных выбросов. Более эффективное использование природного газа в транспортном секторе станет своего рода ресурсом для производства электроэнергии для гибридных автомобилей, в которых предусмотрена подзарядка от сети, или же для производства водорода для автомобилей на топливных элементах, что может сократить примерно на 40% выбросы, способствующие глобальному потеплению.
Альтернативная энергетика все еще не доказала своей состоятельности, поэтому главным мировым топливом в обозримой перспективе будет природный газ. А стремление мировых регуляторов использовать в качестве топлива водород только поддержит газодобычу.
В конце 70-ых президент США Джимми Картер, один из активнейших пропагандистов альтернативной энергетики, организовал установку небольшой солнечной панели на крыше Белого дома, чтобы на практике продемонстрировать общественности эффективность солнечной энергии. В 1986 году работавшая на солнечной энергии теплоэлектроцентраль, которая обслуживала Белый дом, дала течь и была демонтирована. Тогда же окончательно сошли на нет все усилия Администрации Картера по внедрению возобновляемых энергоресурсов, потому что перепроизводство нефти столкнуло мировые цены на углеводороды на уровень $10 за баррель. Тем не менее никуда не делась так называемая «энергетическая трилемма», заключающаяся в создании доступной, экологически чистой и безопасной энергии. И еще долго правительства по всему миру считали ее идеальным разрешением развитие трех альтернативных источников энергии: солнце, ветер и биотопливо. Сегодня былая любовь охладела и стало ясно, что альтернативные источники энергии гораздо дороже, менее надежны и эффективны, чем традиционные. Но запрос на экологичность сохраняется и главная его жертва– уголь, несмотря на то, что сегодня именно из него производится 40% энергии. Конечно, едва ли те же США, которые владеют 25% мировых запасов угля (и фактически являются «угольной Саудовской Аравией») в ближайшее время полностью исключат уголь из своих энергетических цепочек, но процесс идет во всем мире. Но та же Великобритания уже прошла весь путь от начала до конца и 27 апреля 2017 года положила конец использованию в стране угля для производства энергии. В этот день впервые с 1882 года уголь не использовался в производстве энергии на всей территории Британских островов.
При этом ожидается, что к 2040 году мировой спрос на энергию возрастет примерно на 40%. Что же станет движущей силой этого роста. Очевидно, что без технологических прорывов в альтернативной энергетики это будет ископаемое топливо. Причем именно для природного газа открываются прекрасные шансы стать тем топливом, которое будет управлять мировой экономикой в обозримом будущем.
Газ получил гораздо более широкое промышленное применение, чем нефть или уголь. Его массово используют для производства пластмассы, удобрений и широкого ассортимента химических продуктов. Около 30% мирового потребления газа приходится на промышленное использование (не в качестве топлива). Из всех видов ископаемого топлива природный газ является экологически самым чистым.
Ожидается, что к 2040 году потребление газа увеличится примерно на 60% и достигнет 203 трлн кубических футов, а к 2031 году газ полностью заменит уголь в производстве энергии в ЕС и США, а его доля в объеме всей производимой в мире энергии составит около 45%.
Есть как минимум два тренда, позволяющие делать вывод о том, что с каждым годом газовая промышленность будет чувствовать себя все лучше. Во-первых, активно использование водорода в качестве альтернативного топлива. Уже при существующей инфраструктуре водород используется вместо природного газа для отопления зданий и приготовления пищи; использование энергии из возобновляемых источников для этих целей невозможно, за исключением разве что биогаза, но при его применении в широких масштабах возникают определенные экологические проблемы. Энергия, которую производят генераторы, работающие на водородном топливе, дешевле энергии из возобновляемых источников. Причем здесь газ? Разгадка в том, что водород образуется, в основном, при высоких температурах в результате взаимодействия водяного пара с метаном. Сегодня полученный таким образом водород применяется, главным образом, в производстве аммиака для удобрений и является одним из важнейших промышленных продуктов переработки природного газа. Хотя сам по себе водород можно получать из воды методом электролиза, дешевле производить его из природного газа, централизовано отделяя побочный продукт CO2. Конечно, процесс преобразования природного газа в водород по-прежнему связан с выбросами углекислого газа, но их объемы в расчете на единицу произведенной электроэнергии намного ниже, чем выбросы от двигателя внутреннего сгорания на газовом топливе. Во-вторых, газа может стать заменой нефти как транспортного топлива. Сегодня СПГ используется в качестве транспортного топлива, в основном, для общественного транспорта в Европе, хотя его использование в качестве автомобильного топлива составляет лишь 1% от общего объема мирового потребления. СПГ, который сжимается при давлении более 3000 фунтов на квадратный дюйм до одного процента от объема, занимаемого при нормальном атмосферном давлении, может сжигаться в двигателе внутреннего сгорания после его соответствующего переоборудования для использования СПГ. Только 0,1 процента природного газа, потребляемого в Соединенных Штатах в 2012 году, использовался в качестве топлива для транспортных средств; но в энергетическом эквиваленте это более 5 миллионов баррелей нефти. Автомобили на СПГ выделяют гораздо меньше окиси углерода, оксидов азота (NOx) и твердых частиц, чем автомобили на бензиновом двигателе. Главный недостаток СПГ – низкая плотность энергии по сравнению с жидким топливом. Галлон СПГ по энергетической ценности равен только четверти галлона бензина. Поэтому автомобили на СПГ нужно оснащать большими, громоздкими топливными баками, что практически возможно только для крупных транспортных средств, таких как автобусы и грузовики. Природный газ может сыграть определенную роль в сокращении загрязнений, ведущих к глобальному потеплению, но его использование в качестве транспортного топлива – далеко не лучшее решение в контексте проблемы изменения климата. Например, автомобиль Honda Civic на СПГ дает примерно на 15 процентов меньше выбросов, способствующих глобальному потеплению, чем Honda Civic с обычным бензиновым двигателем; при этом автомобиль Civic на гибридном бензиново-электрическом двигателе стоит меньше и дает на 30% меньше вредных выбросов. Более эффективное использование природного газа в транспортном секторе станет своего рода ресурсом для производства электроэнергии для гибридных автомобилей, в которых предусмотрена подзарядка от сети, или же для производства водорода для автомобилей на топливных элементах, что может сократить примерно на 40% выбросы, способствующие глобальному потеплению.
Взгляд инсайдера из Shell....
Что ждет нас в будущем? Мы можем только предполагать, каких вершин технологического прогресса может достичь человечество в следующие 50 лет, однако уже сейчас понятно, что население земли будет продолжать расти, а уровень жизни людей и технологии совершенствоваться. По прогнозам, к 2050 году на нашей планете будут проживать уже 9 млрд человек — на 2 млрд больше, чем сейчас. Многие из них смогут быть отнесены к среднему классу. Только представьте это! Все или почти все они будут пользоваться мобильными телефонами, холодильниками, у многих из них будут автомобили — на это, в частности, указывает стремительный рост благосостояния развивающихся стран. Все это создаст колоссальную нагрузку на энергосистему в будущем. Международное энергетическое агентство (МЭА) прогнозирует, что к 2040 году спрос на энергоресурсы в мире вырастет на 30%. При этом перед нами остро стоит проблема окружающей среды. Чем будут дышать наши дети и внуки? Сможем ли мы сохранить планету для будущих поколений, избежав глобального изменения климата и экологической катастрофы? Сегодня мы слышим многочисленные утверждения о том, что решением экологических и энергетических проблем в будущем может стать использование электромобилей, которые будут использовать электричество, полученное из возобновляемых источников… Мы видим, что электромобили набирают популярность. Я регулярно бываю в головном офисе Shell в Голландии. Электромобили сейчас там повсюду, а при выходе из аэропорта Схипхол в Амстердаме вас встречают такси Tesla. Все это прекрасно, но откуда многочисленные электрокары будут брать необходимую электроэнергию? Хватит ли энергии ветра, солнца и других возобновляемых источников, чтобы полностью удовлетворить наши будущие потребности в электричестве? Или все-таки некоторые виды ископаемого топлива сохранят главное место в энергобалансе? Возобновляемые источники будут играть важную роль в удовлетворении спроса на энергоносители и решении проблемы изменения климата. Но они предназначены, в основном, для производства электроэнергии. При этом в мировой экономике существует ряд отраслей, которые производят железо, сталь, цемент, пластмассы, химическую продукцию, и они пока, при нынешнем развитии технологий, не могут быть переведены на электричество. По крайней мере, на сегодня для этого нет экономически оправданного решения. В основном это связано с тем, что производственные процессы в этих отраслях основаны на высоких температурах, химических реакциях, либо высокой удельной энергоемкости. Согласно энергетическим сценариям будущего, которые регулярно публикует Shell, по мере снижения потребления угля доля электричества может занимать до 30% в общем потреблении энергии к 2050 году. В конечном итоге эта доля увеличится до 50% в общей структуре потребления, но это произойдет не раньше, чем к концу текущего столетия. В то же самое время, по мнению команды Shell, готовящих энергетические сценарии будущего, 75% энергопотребления к 2050 году будет удовлетворяться за счет традиционных источников, таких как нефть, газ и атом. Правительства, бизнес и общество хотят, чтобы решения в области энергетики принимались с учетом таких важных факторов, как безопасность, надежность, разнообразие источников и гибкость поставок. Также важны конкурентные затраты и социальная ответственность, включая охрану здоровья людей. Какой вид энергии смог бы удовлетворить всем этим критериям? На наш взгляд, это природный газ. Его преимущества очевидны. Газ — один из немногих видов энергоресурсов, которые можно использовать во всех секторах экономики, будь это транспорт, ЖКХ или производство. Мировые запасы газа огромны и расположены во многих регионах. По оценкам МЭА, технически извлекаемых запасов природного газа в мире хватит, по крайней мере, еще на 220 года при текущем уровне добычи. Газ легко транспортировать из районов добычи на потребительские рынки благодаря трубопроводам, развитой сети газохранилищ и технологии сжижения.
В нынешних сложных условиях особенно важно, чтобы природный газ стал экономически конкурентным топливом. Это крайне необходимо для производства электроэнергии. Вывод на полную мощность современных газовых электростанций занимает на треть меньше времени, чем угольных. Более того, инвестиции на строительство газовых электростанций в расчете на киловатт мощности значительно ниже, а эксплуатационные расходы самые низкие по сравнению с угольными и атомными станциями. Наконец, экологические преимущества. Природный газ — самое экологичное из всех ископаемых видов топлива: при его сгорании образуется вдвое меньше углекислого газа и лишь 10% атмосферных выбросов по сравнению с углем. Ряд стран и городов мира уже осознали преимущества газа. Приведу в пример Пекин. Кто хоть раз бывал в этом городе, мог наблюдать густой смог, в который он периодически погружается. В самые тяжелые дни в Пекине концентрация вредных частиц в воздухе может более чем в 20 раз превышать безопасные уровни, установленные Всемирной организацией здравоохранения. Это происходит потому, что растущие потребности в энергии в Китае сейчас удовлетворяются в основном за счет угля. Борясь с загрязнением воздуха, в представленном недавно пятилетнем плане Китай поставил задачу увеличить долю газа в энергобалансе с сегодняшних 6% до 15% к 2030 году. В плане говорится, что стране потребуются дополнительные 45 млрд куб. м газа для улучшения качества воздуха городов. Кроме того, в 2016 году КНР отменила планы по строительству угольных электростанций мощностью 17 ГВт. Китай идет к поставленной цели: потребление угля в стране, достигнув пика в 2014 году, теперь снижается. В рамках программы по переходу Пекина на экологически чистое топливо в городе будут построены четыре газовых станции. Не так давно СМИ со ссылкой на мэра Пекина сообщили о планах города сократить использования угля на 30% с тем, чтобы в 2017 году объем его потребления составил менее 7 млн т. Усилия китайских властей уже приносят плоды — при росте экономики страны на 6,7% в 2016 году, уровень выбросов сократился на 1%. Один из ключевых факторов успеха — замещение угля природным газом в промышленном и строительном секторах. Китай также является одним из лидеров по использованию газа на транспорте. В стране сегодня свыше 200 тыс. грузовиков и автобусов, работающих на сжиженном природном газе (СПГ). Это примерно в 130 раз больше, чем в Европе. Другой пример — Великобритания. В апреле 2015 года правительство этой страны подняло налог на выбросы вредных веществ для генерирующих компаний до 18 фунтов стерлингов за тонну углекислого газа с 5 фунтов, которые были установлены в 2013 году. Это способствовало тому, что потребление газа в секторе электроэнергетики выросло на 56%, в то время как потребление угля снизилось на 73% в первой половине 2016 году. Это привело к тому, что количество вредных выбросов в секторе снизилось на 24%. Если мы посмотрим на Германию, то там, наоборот, выбросы углекислого газа выросли в 2016 году на 0,9% по сравнению с 2015 годом. Хотя в Германии возобновляемые источники получают необходимую поддержку в рамках программы по переходу страны к новой энергетике, использование угля для производства электроэнергии никак не ограничено действующими политиками, невзирая на последствия с точки зрения выбросов углекислого газа и качества воздуха. Во-первых, это связано с дешевыми оптовыми ценами на уголь. Во-вторых, цены на выбросы углерода в рамках Европейской системы торговли квотами на выбросы (EU ETS) остаются крайне низкими в связи со структурными недостатками рыночного механизма. Из всего этого я делаю вывод, что даже если та или иная политика обеспечивает финансовую поддержку возобновляемым источникам с целью увеличить их долю на рынке, этого недостаточно, чтобы обуздать выбросы. Тем не менее, любая государственная политика, направленная на сокращение уровня выбросов, такая как торговля квотами на выбросы, достигает желаемого эффекта. Применение топлива с низкими экологическими характеристиками снижается, спрос на природный газ и возобновляемые источники увеличивается. Какую роль в этом контексте может играть Россия? Она обладает крупнейшими запасами природного газа (23% общемировых) и является одним из ведущих производителей и экспортеров природного газа. Однако сегодня Россия полагается на два рынка — Западную Европу и Азиатско-Тихоокеанский регион, где идет жестокая конкуренция между различными источниками энергии, которые я уже перечислил — газ, возобновляемые источники энергии, уголь. Для того чтобы продолжить оставаться ведущим игроком на рынке энергоресурсов, Россия, как и другие игроки на газовом рынке, должна демонстрировать всему миру преимущества газа для потребителя. Таким образом, Россия имеет все права участвовать в дебатах об энергетическом будущем мира…и не только участвовать, но и возглавить эти дебаты. Россия должна стать главным пропагандистом природного газа и активно продвигать его использование в качестве топлива в различных секторах экономики — на транспорте, в индустрии и так далее. Причем речь идет как о трубопроводном, так и сжиженном природном газе.
Привет Бонифатич! У нас в прошлые годы нефть в рублях стоила больше 3000. И бюджет все-равно был дефицитный. Цифры не помню, но в 2016г. озвучивали, что 3300-3600 приемлемая цена нефти для бюджета. На этот год озвучили такие цифры. Нефть 40 доллар 68, На такие цены ориентировались при планировании бюджета. Получается 40*68 = 2720. Кто-то даже писал на форуме, что цифры были нефть 37 доллар 67,5. Тогда 37*67,5 = 2497,5.
Я не могу поверить, что реально ориентировались на 2720 и тем более 2497,5. Думаю, что такие цифры официально опубликовали для подстраховки, Ну типа что если будут цифры лучше, будет хорошо. А надеялись на гораздо более высокие цены нефти в рублях, но об этом не говорят. Лично я думаю цена нефти в рублях будет к концу года выше 3000. Может 3300, а может даже 3600. Какое твоё мнение по этому поводу?
Современная модель бизнеса сжиженного природного газа в США отличается от классической. Кто в сбытовой цепочке американского СПГ остается в выигрыше даже в условиях низких цен на газ?
Современная американская модель бизнеса сжиженного природного газа отличается от классической. Традиционно производитель газа сжижает его на собственном заводе и в рамках долгосрочных контрактов продает их потребителю на условиях, включающих транспортировку до рынка сбыта. Поэтому производство и поставки сжиженного природного газа не останавливаются даже тогда, когда цены на внешних рынках не позволяют производителю и продавцу газа в одном лице возместить свои капитальные затраты. В США производителем газа, владельцем завода по его сжижению и экспортером СПГ являются разные фирмы, причем в роли последних выступают неамериканские компании. Большинство (63%) из них являются «портфельными покупателями» и, как компания Shell, имеющая большой пул покупателей по всему миру, направляют американский газ в регионы с самыми привлекательными в этот момент ценами. Так, в 2016 году купленный в Луизиане газ компания направила на покрытие своих долгосрочных обязательств в Латинской Америке, Индии и в Кувейте.
Например, Cheniere Energy, собственник завода по производству СПГ Sabine Pass, закупает газ у местных производителей сланцевого газа, сжижает его и на условиях FOВ (франко борт — продавец выполнил поставку, когда товар перешел через поручни судна в порту отгрузки, с этого момента все расходы и риски потери или повреждения товара должен нести покупатель) реализует его покупателям (Shell, Natural Gas Fenosa и другим компаниям). Альтернативная схема — предоставление своих мощностей будущим экспортерам сжиженного природного газа (толлинг), которые самостоятельно закупают газ у американских добывающих компаний или участвуют в газовых upstream проектах (KOGAS, Mitsubishi, Mitsui). У последних, а это в основном азиатские компании, в соглашениях, как правило, прописан базис поставки (12% в структуре имеющихся американских контрактов). Контрактная структура американского СПГ по заводам, условиям, и покупателям, млн т Источник: GIIGNL, Cheniere, VYGON Consulting Все экспортеры СПГ, производимого на Sabine Pass, в своих контрактах имеют условие «сжижай-или-плати», согласно которому покупатель вносит плату за сжижение независимо от того, будет он использовать мощности или нет. Таким образом, Cheniere снимает с себя риски, связанные с неполной загрузкой своего завода. Так, например, компания KOGAS c 1 июня 2017 года в течение 20 лет должна будет ежегодно платить Cheniere $547,5 млн за зарезервированные мощности третьей технологической линии, что будет серьезным стимулом для корейцев использовать мощности и реализовывать весь законтрактованный газ для минимизации затрат. В результате все проблемы по продаже американского сжиженного природного газа на внешних рынках — это головная боль таких экспортеров. Размер потенциальной прибыли или убытка экспортера американского СПГ зависит от того, будет ли его чистый доход от реализации газа с законтрактованных мощностей по сжижению на конечном рынке выше или ниже расходов на покупку газа на внутреннем рынке США, стоимости сжижения и транспортных расходов. Стоимость приобретения рассчитывается как сумма цены Henry Hub и условных затрат на транспортировку газа от базисного пункта (хаба) до завода СПГ (в действующих контрактах принимается на уровне 15% от цены Henry Hub). Расходы на сжижение составляют львиную долю всех расходов, которые несет экспортер, — около 80%. Отметим, что расходы на перевозку СПГ в 2016 году составляли ничтожную долю в импортной цене. При этом дифференциал транспортного плеча между Европой и Азией минимален ($0,4 за МБТЕ), несмотря на то что расстояние до Китая превышает дистанцию до европейских стран примерно вдвое, а также в азиатском направлении уплачивается тариф за провоз груза через Панамский канал. Это свидетельствует о значительной гибкости американского сжиженного природного газа, способного при сопоставимых расходах прийти в любую точку мира. Начиная с 2012 года суточные спотовые ставки за фрахт танкера СПГ непрерывно снижались. Избыток предложения на рынке судов оказывает существенное давление на фрахтовые ставки, которые упали с рекордных значений в $160 000 в сутки в первой половине 2012 года до $30 000 в сутки в 2016 году. Таким образом, если еще в начале 2013 года доля фрахта составляла около 50% всех транспортных затрат, то сегодня это всего 20% или $0,1-0,2 за МБТЕ. Несмотря на ряд благоприятных условий со стороны танкерных перевозок и исторически низкий уровень цен на Henry Hub, поставки американского СПГ в Европу в среднем в 2016 году были убыточными. Бразилия и Китай, находящиеся практически на равной удаленности от Мексиканского залива, принесли экспортеру прибыль в размере $2 за МБТЕ за счет более высокого уровня цен на рынке сбыта. Значительное снижение стоимости газа в Европе привело к тому, что американский СПГ оказался неконкурентоспособен по сравнению с трубопроводным газом, а объемы его поставок на этот рынок — минимальны. Примечательно, что единственной стороной, несущей убытки, оказываются европейские компании, которые вынуждены решать логистическую задачу по пристраиванию законтрактованных объемов. Альтернативным вариантом для них являются перепродажи объемов на спотовом рынке или переуступка части контрактов на мощности. Так в 2014 году поступила корейская компания KOGAS, перепродавшая французской Total 0,7 млн т мощностей завода Sabine Pass, поскольку ей не нужны были эти объемы для собственных нужд в Южной Корее. В любом случае, отсутствие в контракте пункта о destination clause, означающего запрет на реэкспорт, позволяет европейским компаниям оптимизировать затраты, организуя поставки в другие страны. Позволить себе не использовать купленные мощности в США, уплачивая при этом затраты по сжижению, возможно только при уровне средних цен импорта СПГ в $3,4 за МТБЕ в Европе и АТР. Однако мы не ожидаем снижения стоимости газа на этих рынках до такого уровня.
Современная модель бизнеса сжиженного природного газа в США отличается от классической. Кто в сбытовой цепочке американского СПГ остается в выигрыше даже в условиях низких цен на газ?
Современная американская модель бизнеса сжиженного природного газа отличается от классической. Традиционно производитель газа сжижает его на собственном заводе и в рамках долгосрочных контрактов продает их потребителю на условиях, включающих транспортировку до рынка сбыта. Поэтому производство и поставки сжиженного природного газа не останавливаются даже тогда, когда цены на внешних рынках не позволяют производителю и продавцу газа в одном лице возместить свои капитальные затраты. В США производителем газа, владельцем завода по его сжижению и экспортером СПГ являются разные фирмы, причем в роли последних выступают неамериканские компании. Большинство (63%) из них являются «портфельными покупателями» и, как компания Shell, имеющая большой пул покупателей по всему миру, направляют американский газ в регионы с самыми привлекательными в этот момент ценами. Так, в 2016 году купленный в Луизиане газ компания направила на покрытие своих долгосрочных обязательств в Латинской Америке, Индии и в Кувейте.
Например, Cheniere Energy, собственник завода по производству СПГ Sabine Pass, закупает газ у местных производителей сланцевого газа, сжижает его и на условиях FOВ (франко борт — продавец выполнил поставку, когда товар перешел через поручни судна в порту отгрузки, с этого момента все расходы и риски потери или повреждения товара должен нести покупатель) реализует его покупателям (Shell, Natural Gas Fenosa и другим компаниям). Альтернативная схема — предоставление своих мощностей будущим экспортерам сжиженного природного газа (толлинг), которые самостоятельно закупают газ у американских добывающих компаний или участвуют в газовых upstream проектах (KOGAS, Mitsubishi, Mitsui). У последних, а это в основном азиатские компании, в соглашениях, как правило, прописан базис поставки (12% в структуре имеющихся американских контрактов). Контрактная структура американского СПГ по заводам, условиям, и покупателям, млн т Источник: GIIGNL, Cheniere, VYGON Consulting Все экспортеры СПГ, производимого на Sabine Pass, в своих контрактах имеют условие «сжижай-или-плати», согласно которому покупатель вносит плату за сжижение независимо от того, будет он использовать мощности или нет. Таким образом, Cheniere снимает с себя риски, связанные с неполной загрузкой своего завода. Так, например, компания KOGAS c 1 июня 2017 года в течение 20 лет должна будет ежегодно платить Cheniere $547,5 млн за зарезервированные мощности третьей технологической линии, что будет серьезным стимулом для корейцев использовать мощности и реализовывать весь законтрактованный газ для минимизации затрат. В результате все проблемы по продаже американского сжиженного природного газа на внешних рынках — это головная боль таких экспортеров. Размер потенциальной прибыли или убытка экспортера американского СПГ зависит от того, будет ли его чистый доход от реализации газа с законтрактованных мощностей по сжижению на конечном рынке выше или ниже расходов на покупку газа на внутреннем рынке США, стоимости сжижения и транспортных расходов. Стоимость приобретения рассчитывается как сумма цены Henry Hub и условных затрат на транспортировку газа от базисного пункта (хаба) до завода СПГ (в действующих контрактах принимается на уровне 15% от цены Henry Hub). Расходы на сжижение составляют львиную долю всех расходов, которые несет экспортер, — около 80%. Отметим, что расходы на перевозку СПГ в 2016 году составляли ничтожную долю в импортной цене. При этом дифференциал транспортного плеча между Европой и Азией минимален ($0,4 за МБТЕ), несмотря на то что расстояние до Китая превышает дистанцию до европейских стран примерно вдвое, а также в азиатском направлении уплачивается тариф за провоз груза через Панамский канал. Это свидетельствует о значительной гибкости американского сжиженного природного газа, способного при сопоставимых расходах прийти в любую точку мира. Начиная с 2012 года суточные спотовые ставки за фрахт танкера СПГ непрерывно снижались. Избыток предложения на рынке судов оказывает существенное давление на фрахтовые ставки, которые упали с рекордных значений в $160 000 в сутки в первой половине 2012 года до $30 000 в сутки в 2016 году. Таким образом, если еще в начале 2013 года доля фрахта составляла около 50% всех транспортных затрат, то сегодня это всего 20% или $0,1-0,2 за МБТЕ. Несмотря на ряд благоприятных условий со стороны танкерных перевозок и исторически низкий уровень цен на Henry Hub, поставки американского СПГ в Европу в среднем в 2016 году были убыточными. Бразилия и Китай, находящиеся практически на равной удаленности от Мексиканского залива, принесли экспортеру прибыль в размере $2 за МБТЕ за счет более высокого уровня цен на рынке сбыта. Значительное снижение стоимости газа в Европе привело к тому, что американский СПГ оказался неконкурентоспособен по сравнению с трубопроводным газом, а объемы его поставок на этот рынок — минимальны. Примечательно, что единственной стороной, несущей убытки, оказываются европейские компании, которые вынуждены решать логистическую задачу по пристраиванию законтрактованных объемов. Альтернативным вариантом для них являются перепродажи объемов на спотовом рынке или переуступка части контрактов на мощности. Так в 2014 году поступила корейская компания KOGAS, перепродавшая французской Total 0,7 млн т мощностей завода Sabine Pass, поскольку ей не нужны были эти объемы для собственных нужд в Южной Корее. В любом случае, отсутствие в контракте пункта о destination clause, означающего запрет на реэкспорт, позволяет европейским компаниям оптимизировать затраты, организуя поставки в другие страны. Позволить себе не использовать купленные мощности в США, уплачивая при этом затраты по сжижению, возможно только при уровне средних цен импорта СПГ в $3,4 за МТБЕ в Европе и АТР. Однако мы не ожидаем снижения стоимости газа на этих рынках до такого уровня.
Кстати это очень плохо для нас, ибо не позволит ценам на газ расти. Трейдеры будут торговать себе в убыток, но все равно будут - им деваться некуда.....
Англосаксы конечно гениальные шулеры..... Принудили своих вассалов подписаться под мощности СПГ, заманив их сначала низкой ценой у добытчиков. Теперь они подняли цены на внутреннем рынке. Итог: амерские добытчики и производители СПГ в шоколаде, иностранные трейдеры в убытке на многие годы, без шансов отказаться от сделки... А самое хреновое, что теперь амеры руками и за счет "терпил" будут воевать с ГП на рынке ЕС
PS Самое интересное, что англичане, отказавшись от угля в генерации, покупают газ у ГП, а не СПГ из Штатов...... Ворон ворону глаз не выклюет....
Современная модель бизнеса сжиженного природного газа в США отличается от классической. Кто в сбытовой цепочке американского СПГ остается в выигрыше даже в условиях низких цен на газ?
Современная американская модель бизнеса сжиженного природного газа отличается от классической. Традиционно производитель газа сжижает его на собственном заводе и в рамках долгосрочных контрактов продает их потребителю на условиях, включающих транспортировку до рынка сбыта. Поэтому производство и поставки сжиженного природного газа не останавливаются даже тогда, когда цены на внешних рынках не позволяют производителю и продавцу газа в одном лице возместить свои капитальные затраты. В США производителем газа, владельцем завода по его сжижению и экспортером СПГ являются разные фирмы, причем в роли последних выступают неамериканские компании. Большинство (63%) из них являются «портфельными покупателями» и, как компания Shell, имеющая большой пул покупателей по всему миру, направляют американский газ в регионы с самыми привлекательными в этот момент ценами. Так, в 2016 году купленный в Луизиане газ компания направила на покрытие своих долгосрочных обязательств в Латинской Америке, Индии и в Кувейте.
Например, Cheniere Energy, собственник завода по производству СПГ Sabine Pass, закупает газ у местных производителей сланцевого газа, сжижает его и на условиях FOВ (франко борт — продавец выполнил поставку, когда товар перешел через поручни судна в порту отгрузки, с этого момента все расходы и риски потери или повреждения товара должен нести покупатель) реализует его покупателям (Shell, Natural Gas Fenosa и другим компаниям). Альтернативная схема — предоставление своих мощностей будущим экспортерам сжиженного природного газа (толлинг), которые самостоятельно закупают газ у американских добывающих компаний или участвуют в газовых upstream проектах (KOGAS, Mitsubishi, Mitsui). У последних, а это в основном азиатские компании, в соглашениях, как правило, прописан базис поставки (12% в структуре имеющихся американских контрактов). Контрактная структура американского СПГ по заводам, условиям, и покупателям, млн т Источник: GIIGNL, Cheniere, VYGON Consulting Все экспортеры СПГ, производимого на Sabine Pass, в своих контрактах имеют условие «сжижай-или-плати», согласно которому покупатель вносит плату за сжижение независимо от того, будет он использовать мощности или нет. Таким образом, Cheniere снимает с себя риски, связанные с неполной загрузкой своего завода. Так, например, компания KOGAS c 1 июня 2017 года в течение 20 лет должна будет ежегодно платить Cheniere $547,5 млн за зарезервированные мощности третьей технологической линии, что будет серьезным стимулом для корейцев использовать мощности и реализовывать весь законтрактованный газ для минимизации затрат. В результате все проблемы по продаже американского сжиженного природного газа на внешних рынках — это головная боль таких экспортеров. Размер потенциальной прибыли или убытка экспортера американского СПГ зависит от того, будет ли его чистый доход от реализации газа с законтрактованных мощностей по сжижению на конечном рынке выше или ниже расходов на покупку газа на внутреннем рынке США, стоимости сжижения и транспортных расходов. Стоимость приобретения рассчитывается как сумма цены Henry Hub и условных затрат на транспортировку газа от базисного пункта (хаба) до завода СПГ (в действующих контрактах принимается на уровне 15% от цены Henry Hub). Расходы на сжижение составляют львиную долю всех расходов, которые несет экспортер, — около 80%. Отметим, что расходы на перевозку СПГ в 2016 году составляли ничтожную долю в импортной цене. При этом дифференциал транспортного плеча между Европой и Азией минимален ($0,4 за МБТЕ), несмотря на то что расстояние до Китая превышает дистанцию до европейских стран примерно вдвое, а также в азиатском направлении уплачивается тариф за провоз груза через Панамский канал. Это свидетельствует о значительной гибкости американского сжиженного природного газа, способного при сопоставимых расходах прийти в любую точку мира. Начиная с 2012 года суточные спотовые ставки за фрахт танкера СПГ непрерывно снижались. Избыток предложения на рынке судов оказывает существенное давление на фрахтовые ставки, которые упали с рекордных значений в $160 000 в сутки в первой половине 2012 года до $30 000 в сутки в 2016 году. Таким образом, если еще в начале 2013 года доля фрахта составляла около 50% всех транспортных затрат, то сегодня это всего 20% или $0,1-0,2 за МБТЕ. Несмотря на ряд благоприятных условий со стороны танкерных перевозок и исторически низкий уровень цен на Henry Hub, поставки американского СПГ в Европу в среднем в 2016 году были убыточными. Бразилия и Китай, находящиеся практически на равной удаленности от Мексиканского залива, принесли экспортеру прибыль в размере $2 за МБТЕ за счет более высокого уровня цен на рынке сбыта. Значительное снижение стоимости газа в Европе привело к тому, что американский СПГ оказался неконкурентоспособен по сравнению с трубопроводным газом, а объемы его поставок на этот рынок — минимальны. Примечательно, что единственной стороной, несущей убытки, оказываются европейские компании, которые вынуждены решать логистическую задачу по пристраиванию законтрактованных объемов. Альтернативным вариантом для них являются перепродажи объемов на спотовом рынке или переуступка части контрактов на мощности. Так в 2014 году поступила корейская компания KOGAS, перепродавшая французской Total 0,7 млн т мощностей завода Sabine Pass, поскольку ей не нужны были эти объемы для собственных нужд в Южной Корее. В любом случае, отсутствие в контракте пункта о destination clause, означающего запрет на реэкспорт, позволяет европейским компаниям оптимизировать затраты, организуя поставки в другие страны. Позволить себе не использовать купленные мощности в США, уплачивая при этом затраты по сжижению, возможно только при уровне средних цен импорта СПГ в $3,4 за МТБЕ в Европе и АТР. Однако мы не ожидаем снижения стоимости газа на этих рынках до такого уровня.
Кстати это очень плохо для нас, ибо не позволит ценам на газ расти. Трейдеры будут торговать себе в убыток, но все равно будут - им деваться некуда.....
точно такая же модель и у катарского спг (сбыт FOВ) на судах покидает порт уже под флагом покупателей или тех кто транспортирует до рынка сбыта кстати большая доля катарского газа принадлежит Exxon
Современная модель бизнеса сжиженного природного газа в США отличается от классической. Кто в сбытовой цепочке американского СПГ остается в выигрыше даже в условиях низких цен на газ?
Современная американская модель бизнеса сжиженного природного газа отличается от классической. Традиционно производитель газа сжижает его на собственном заводе и в рамках долгосрочных контрактов продает их потребителю на условиях, включающих транспортировку до рынка сбыта. Поэтому производство и поставки сжиженного природного газа не останавливаются даже тогда, когда цены на внешних рынках не позволяют производителю и продавцу газа в одном лице возместить свои капитальные затраты. В США производителем газа, владельцем завода по его сжижению и экспортером СПГ являются разные фирмы, причем в роли последних выступают неамериканские компании. Большинство (63%) из них являются «портфельными покупателями» и, как компания Shell, имеющая большой пул покупателей по всему миру, направляют американский газ в регионы с самыми привлекательными в этот момент ценами. Так, в 2016 году купленный в Луизиане газ компания направила на покрытие своих долгосрочных обязательств в Латинской Америке, Индии и в Кувейте.
Например, Cheniere Energy, собственник завода по производству СПГ Sabine Pass, закупает газ у местных производителей сланцевого газа, сжижает его и на условиях FOВ (франко борт — продавец выполнил поставку, когда товар перешел через поручни судна в порту отгрузки, с этого момента все расходы и риски потери или повреждения товара должен нести покупатель) реализует его покупателям (Shell, Natural Gas Fenosa и другим компаниям). Альтернативная схема — предоставление своих мощностей будущим экспортерам сжиженного природного газа (толлинг), которые самостоятельно закупают газ у американских добывающих компаний или участвуют в газовых upstream проектах (KOGAS, Mitsubishi, Mitsui). У последних, а это в основном азиатские компании, в соглашениях, как правило, прописан базис поставки (12% в структуре имеющихся американских контрактов). Контрактная структура американского СПГ по заводам, условиям, и покупателям, млн т Источник: GIIGNL, Cheniere, VYGON Consulting Все экспортеры СПГ, производимого на Sabine Pass, в своих контрактах имеют условие «сжижай-или-плати», согласно которому покупатель вносит плату за сжижение независимо от того, будет он использовать мощности или нет. Таким образом, Cheniere снимает с себя риски, связанные с неполной загрузкой своего завода. Так, например, компания KOGAS c 1 июня 2017 года в течение 20 лет должна будет ежегодно платить Cheniere $547,5 млн за зарезервированные мощности третьей технологической линии, что будет серьезным стимулом для корейцев использовать мощности и реализовывать весь законтрактованный газ для минимизации затрат. В результате все проблемы по продаже американского сжиженного природного газа на внешних рынках — это головная боль таких экспортеров. Размер потенциальной прибыли или убытка экспортера американского СПГ зависит от того, будет ли его чистый доход от реализации газа с законтрактованных мощностей по сжижению на конечном рынке выше или ниже расходов на покупку газа на внутреннем рынке США, стоимости сжижения и транспортных расходов. Стоимость приобретения рассчитывается как сумма цены Henry Hub и условных затрат на транспортировку газа от базисного пункта (хаба) до завода СПГ (в действующих контрактах принимается на уровне 15% от цены Henry Hub). Расходы на сжижение составляют львиную долю всех расходов, которые несет экспортер, — около 80%. Отметим, что расходы на перевозку СПГ в 2016 году составляли ничтожную долю в импортной цене. При этом дифференциал транспортного плеча между Европой и Азией минимален ($0,4 за МБТЕ), несмотря на то что расстояние до Китая превышает дистанцию до европейских стран примерно вдвое, а также в азиатском направлении уплачивается тариф за провоз груза через Панамский канал. Это свидетельствует о значительной гибкости американского сжиженного природного газа, способного при сопоставимых расходах прийти в любую точку мира. Начиная с 2012 года суточные спотовые ставки за фрахт танкера СПГ непрерывно снижались. Избыток предложения на рынке судов оказывает существенное давление на фрахтовые ставки, которые упали с рекордных значений в $160 000 в сутки в первой половине 2012 года до $30 000 в сутки в 2016 году. Таким образом, если еще в начале 2013 года доля фрахта составляла около 50% всех транспортных затрат, то сегодня это всего 20% или $0,1-0,2 за МБТЕ. Несмотря на ряд благоприятных условий со стороны танкерных перевозок и исторически низкий уровень цен на Henry Hub, поставки американского СПГ в Европу в среднем в 2016 году были убыточными. Бразилия и Китай, находящиеся практически на равной удаленности от Мексиканского залива, принесли экспортеру прибыль в размере $2 за МБТЕ за счет более высокого уровня цен на рынке сбыта. Значительное снижение стоимости газа в Европе привело к тому, что американский СПГ оказался неконкурентоспособен по сравнению с трубопроводным газом, а объемы его поставок на этот рынок — минимальны. Примечательно, что единственной стороной, несущей убытки, оказываются европейские компании, которые вынуждены решать логистическую задачу по пристраиванию законтрактованных объемов. Альтернативным вариантом для них являются перепродажи объемов на спотовом рынке или переуступка части контрактов на мощности. Так в 2014 году поступила корейская компания KOGAS, перепродавшая французской Total 0,7 млн т мощностей завода Sabine Pass, поскольку ей не нужны были эти объемы для собственных нужд в Южной Корее. В любом случае, отсутствие в контракте пункта о destination clause, означающего запрет на реэкспорт, позволяет европейским компаниям оптимизировать затраты, организуя поставки в другие страны. Позволить себе не использовать купленные мощности в США, уплачивая при этом затраты по сжижению, возможно только при уровне средних цен импорта СПГ в $3,4 за МТБЕ в Европе и АТР. Однако мы не ожидаем снижения стоимости газа на этих рынках до такого уровня.
Кстати это очень плохо для нас, ибо не позволит ценам на газ расти. Трейдеры будут торговать себе в убыток, но все равно будут - им деваться некуда.....
Англосаксы конечно гениальные шулеры..... Принудили своих вассалов подписаться под мощности СПГ, заманив их сначала низкой ценой у добытчиков. Теперь они подняли цены на внутреннем рынке. Итог: амерские добытчики и производители СПГ в шоколаде, иностранные трейдеры в убытке на многие годы, без шансов отказаться от сделки... А самое хреновое, что теперь амеры руками и за счет "терпил" будут воевать с ГП на рынке ЕС
PS Самое интересное, что англичане, отказавшись от угля в генерации, покупают газ у ГП, а не СПГ из Штатов...... Ворон ворону глаз не выклюет....
точно такая же модель и у катарского спг (сбыт FOВ) на судах покидает порт уже под флагом покупателей или тех кто транспортирует до рынка сбыта кстати большая доля катарского газа принадлежит Exxon
Кстати это очень плохо для нас, ибо не позволит ценам на газ расти. Трейдеры будут торговать себе в убыток, но все равно будут - им деваться некуда.....
Англосаксы конечно гениальные шулеры..... Принудили своих вассалов подписаться под мощности СПГ, заманив их сначала низкой ценой у добытчиков. Теперь они подняли цены на внутреннем рынке. Итог: амерские добытчики и производители СПГ в шоколаде, иностранные трейдеры в убытке на многие годы, без шансов отказаться от сделки... А самое хреновое, что теперь амеры руками и за счет "терпил" будут воевать с ГП на рынке ЕС
PS Самое интересное, что англичане, отказавшись от угля в генерации, покупают газ у ГП, а не СПГ из Штатов...... Ворон ворону глаз не выклюет....
Дело не в ФОБ, а в формуле "сжижай или плати". Даже если трейдеры не захотят брать газ, они оплатят мощности по сжижению в любом случае и эта кабала на годы + Катар не манипулирует внутренней ценой на газ.... А это две большие разницы, как говорят в Одессе
Привет Бонифатич! У нас в прошлые годы нефть в рублях стоила больше 3000. И бюджет все-равно был дефицитный. Цифры не помню, но в 2016г. озвучивали, что 3300-3600 приемлемая цена нефти для бюджета. На этот год озвучили такие цифры. Нефть 40 доллар 68, На такие цены ориентировались при планировании бюджета. Получается 40*68 = 2720. Кто-то даже писал на форуме, что цифры были нефть 37 доллар 67,5. Тогда 37*67,5 = 2497,5.
Я не могу поверить, что реально ориентировались на 2720 и тем более 2497,5. Думаю, что такие цифры официально опубликовали для подстраховки, Ну типа что если будут цифры лучше, будет хорошо. А надеялись на гораздо более высокие цены нефти в рублях, но об этом не говорят. Лично я думаю цена нефти в рублях будет к концу года выше 3000. Может 3300, а может даже 3600. Какое твоё мнение по этому поводу?
Привет Не могу прокомментировать - не слежу за данными показателями.....
Современная модель бизнеса сжиженного природного газа в США отличается от классической. Кто в сбытовой цепочке американского СПГ остается в выигрыше даже в условиях низких цен на газ?
Современная американская модель бизнеса сжиженного природного газа отличается от классической. Традиционно производитель газа сжижает его на собственном заводе и в рамках долгосрочных контрактов продает их потребителю на условиях, включающих транспортировку до рынка сбыта. Поэтому производство и поставки сжиженного природного газа не останавливаются даже тогда, когда цены на внешних рынках не позволяют производителю и продавцу газа в одном лице возместить свои капитальные затраты. В США производителем газа, владельцем завода по его сжижению и экспортером СПГ являются разные фирмы, причем в роли последних выступают неамериканские компании. Большинство (63%) из них являются «портфельными покупателями» и, как компания Shell, имеющая большой пул покупателей по всему миру, направляют американский газ в регионы с самыми привлекательными в этот момент ценами. Так, в 2016 году купленный в Луизиане газ компания направила на покрытие своих долгосрочных обязательств в Латинской Америке, Индии и в Кувейте.
Например, Cheniere Energy, собственник завода по производству СПГ Sabine Pass, закупает газ у местных производителей сланцевого газа, сжижает его и на условиях FOВ (франко борт — продавец выполнил поставку, когда товар перешел через поручни судна в порту отгрузки, с этого момента все расходы и риски потери или повреждения товара должен нести покупатель) реализует его покупателям (Shell, Natural Gas Fenosa и другим компаниям). Альтернативная схема — предоставление своих мощностей будущим экспортерам сжиженного природного газа (толлинг), которые самостоятельно закупают газ у американских добывающих компаний или участвуют в газовых upstream проектах (KOGAS, Mitsubishi, Mitsui). У последних, а это в основном азиатские компании, в соглашениях, как правило, прописан базис поставки (12% в структуре имеющихся американских контрактов). Контрактная структура американского СПГ по заводам, условиям, и покупателям, млн т Источник: GIIGNL, Cheniere, VYGON Consulting Все экспортеры СПГ, производимого на Sabine Pass, в своих контрактах имеют условие «сжижай-или-плати», согласно которому покупатель вносит плату за сжижение независимо от того, будет он использовать мощности или нет. Таким образом, Cheniere снимает с себя риски, связанные с неполной загрузкой своего завода. Так, например, компания KOGAS c 1 июня 2017 года в течение 20 лет должна будет ежегодно платить Cheniere $547,5 млн за зарезервированные мощности третьей технологической линии, что будет серьезным стимулом для корейцев использовать мощности и реализовывать весь законтрактованный газ для минимизации затрат. В результате все проблемы по продаже американского сжиженного природного газа на внешних рынках — это головная боль таких экспортеров. Размер потенциальной прибыли или убытка экспортера американского СПГ зависит от того, будет ли его чистый доход от реализации газа с законтрактованных мощностей по сжижению на конечном рынке выше или ниже расходов на покупку газа на внутреннем рынке США, стоимости сжижения и транспортных расходов. Стоимость приобретения рассчитывается как сумма цены Henry Hub и условных затрат на транспортировку газа от базисного пункта (хаба) до завода СПГ (в действующих контрактах принимается на уровне 15% от цены Henry Hub). Расходы на сжижение составляют львиную долю всех расходов, которые несет экспортер, — около 80%. Отметим, что расходы на перевозку СПГ в 2016 году составляли ничтожную долю в импортной цене. При этом дифференциал транспортного плеча между Европой и Азией минимален ($0,4 за МБТЕ), несмотря на то что расстояние до Китая превышает дистанцию до европейских стран примерно вдвое, а также в азиатском направлении уплачивается тариф за провоз груза через Панамский канал. Это свидетельствует о значительной гибкости американского сжиженного природного газа, способного при сопоставимых расходах прийти в любую точку мира. Начиная с 2012 года суточные спотовые ставки за фрахт танкера СПГ непрерывно снижались. Избыток предложения на рынке судов оказывает существенное давление на фрахтовые ставки, которые упали с рекордных значений в $160 000 в сутки в первой половине 2012 года до $30 000 в сутки в 2016 году. Таким образом, если еще в начале 2013 года доля фрахта составляла около 50% всех транспортных затрат, то сегодня это всего 20% или $0,1-0,2 за МБТЕ. Несмотря на ряд благоприятных условий со стороны танкерных перевозок и исторически низкий уровень цен на Henry Hub, поставки американского СПГ в Европу в среднем в 2016 году были убыточными. Бразилия и Китай, находящиеся практически на равной удаленности от Мексиканского залива, принесли экспортеру прибыль в размере $2 за МБТЕ за счет более высокого уровня цен на рынке сбыта. Значительное снижение стоимости газа в Европе привело к тому, что американский СПГ оказался неконкурентоспособен по сравнению с трубопроводным газом, а объемы его поставок на этот рынок — минимальны. Примечательно, что единственной стороной, несущей убытки, оказываются европейские компании, которые вынуждены решать логистическую задачу по пристраиванию законтрактованных объемов. Альтернативным вариантом для них являются перепродажи объемов на спотовом рынке или переуступка части контрактов на мощности. Так в 2014 году поступила корейская компания KOGAS, перепродавшая французской Total 0,7 млн т мощностей завода Sabine Pass, поскольку ей не нужны были эти объемы для собственных нужд в Южной Корее. В любом случае, отсутствие в контракте пункта о destination clause, означающего запрет на реэкспорт, позволяет европейским компаниям оптимизировать затраты, организуя поставки в другие страны. Позволить себе не использовать купленные мощности в США, уплачивая при этом затраты по сжижению, возможно только при уровне средних цен импорта СПГ в $3,4 за МТБЕ в Европе и АТР. Однако мы не ожидаем снижения стоимости газа на этих рынках до такого уровня.
Кстати это очень плохо для нас, ибо не позволит ценам на газ расти. Трейдеры будут торговать себе в убыток, но все равно будут - им деваться некуда.....
Англосаксы конечно гениальные шулеры..... Принудили своих вассалов подписаться под мощности СПГ, заманив их сначала низкой ценой у добытчиков. Теперь они подняли цены на внутреннем рынке. Итог: амерские добытчики и производители СПГ в шоколаде, иностранные трейдеры в убытке на многие годы, без шансов отказаться от сделки... А самое хреновое, что теперь амеры руками и за счет "терпил" будут воевать с ГП на рынке ЕС
PS Самое интересное, что англичане, отказавшись от угля в генерации, покупают газ у ГП, а не СПГ из Штатов...... Ворон ворону глаз не выклюет....
Договора заключены на 20 лет! Цена сжижения фиксирована 3$ за стандартную британскую единицу..... Теперь трейдеры на протяжении 20 лет будут соваться со своим убыточным СПГ во все дырки, сбивая цены, или до тех пор пока не разоряться.... Амеры гении!
Давно хотел рассказать о проекте, который если был бы реализован, вытеснил бы нефтегаз из сферы энергетики (70% объема потребления)......ну и соответственно убил бы ГП....
Главный технолог компании SkyFuel Рэнди Джи утверждает, что применение зеркальной пленки, которая не теряет своих оптических характеристик более 30 лет, снизит цену 1кВт•ч промышленного солнечного электричества до 4−5 центов.
Каждые сутки пустыни планеты поглощают в 10 000 раз больше энергии, чем потребляет население Земли в течение года
Неисчерпаемый источник Предполагаемая конфигурация южного сектора Desertec займет всего 0,14% пригодных территорий. По мере роста энергопотребления сеть сможет наращивать мощности за счет модернизации существующих комплексов CSP и установки ветряков (в Сахаре полно районов с устойчивыми ветрами «промышленного» значения)
Жнецы солнца Электричество, полученное на 20 м кв. поверхности Сахары с помощью параболических концентраторов с КПД 25%, может обеспечить потребности среднестатистического европейца с учетом ежедневной зарядки аккумулятора личного электромобиля
По оценке президента Nexans Фредерика Венсана, для того чтобы сложить детали пазла Desertec в единое целое, потребуется 35 лет напряженной работы и бюджет в 210 млрд
всего 0,003% площади непригодных для жизни пустынь планеты (или 1% площади Сахары) способны обеспечить дешевым электричеством всю цивилизацию. И для этого не нужно никаких экзотических технологий — с задачей легко справятся всевозможные системы концентрации солнечного излучения, известные инженерам уже более сотни лет. Дело в том, что солнечная плантация отличается от обычной угольной или газовой ТЭЦ лишь источником тепла для получения перегретого пара. В среднем расход деминерализованной воды на 1 МВт мощности в установках с параболическими концентраторами составляет 17 000 т в год, из которых около 340 т уходят на очистку отражающих поверхностей. Для обеспечения технологического процесса на северном побережье Африки придется построить разветвленную сеть опреснительных заводов и насосных станций, которые дадут чистую воду десяткам миллионов людей. Разумеется, работать они будут также на энергии Солнца. В 2009 году удалось создать консорциум Desertec Industrial Initiative, в который вошли 59 корпораций из 15 стран мира, в том числе гиганты ABB, Deutsche Bank, Siemens. Масштабы задуманного поражают воображение. Судите сами: к 2050 году Desertec не только превратит Сахару в гигантскую солнечную электростанцию, но и свяжет подводными высоковольтными силовыми магистралями в единую сеть 20 офшорных ветровых плантаций, 7 гидроэлектрических и 11 тепловых станций на возобновляемом сырье от Исландии до Персидского залива. Стоимость этого мегапроекта составит не менее ?400 млрд. Основной объем генерации в сети обеспечат 36 комплексов по концентрации солнечной энергии (CSP) суммарной площадью 14500 км², расположенных в Сахаре, Ливийской, Нубийской и Аравийской пустынях. При этом около 50% энергии, а также вся продукция опреснительных заводов останется на местном рынке. Остатки «электрического пирога», выпеченного в африканской «духовке», через подводные высоковольтные линии постоянного тока (HVDC) будут экспортироваться в Европу.
Коренной технологией североафриканского гелиоэнергетического района Desertec будет концентрация солнечной энергии. Почему не прямая генерация при помощи фотоэлектрических панелей? Все просто: ТЭС на солнечном тепле могут вырабатывать мощность 24 часа в сутки, тогда как заведомо более дорогие панели всецело зависят от погоды. Теоретически, в фотоэлектрических комплексах имеется возможность запасать небольшие объемы энергии в литий-ионных батареях, но стоимость 1 кВт•ч при этом будет совершенно «несъедобной». Наиболее эффективными из всех существующих систем CSP специалисты Desertec считают параболические линейные концентраторы, подобные тем, которые еще 100 лет назад использовал Фрэнк Шуман. Эти огромные зеркала внешне напоминают сегмент цилиндра, хотя на самом деле их профиль представляет собой параболу, а не сектор окружности. Типичный промышленный концентратор для проекта Desertec — это каскад из управляемых гелиостатами (устройствами для ориентации на Солнце) зеркал суммарной площадью апертуры (максимальная проецируемая площадь, на которую поступает солнечное излучение) от 500 000 до 2,5 млн м2, установленных рядами на стальных пилонах в направлении с севера на юг. Ширина отдельного параболического зеркала в апертуре колеблется в пределах 6 — 7,5 м, а степень концентрации излучения равняется 1000:1. В линии фокуса параболы находится трубка-коллектор с жидким теплоносителем (дистиллированная вода, масло или солевой расплав). Под воздействием отраженных лучей коллектор нагревается до 350 — 700 °C, а теплоноситель «смывает» тепловую энергию с его стенок на теплообменник ТЭС или в тепловой аккумулятор (ТА). При этом давление в коллекторе подскакивает до 18 — 20 атм. Классический ТА имеет двухкамерную конструкцию и использует в качестве теплоносителя солевой расплав — смесь 60% натриевой и 40% калийной селитры. Это вещество идеально для рабочих температур от 200 до 580 °C. Оно работает при куда меньшем давлении, чем водяной пар, и не разлагается при температурах свыше 400 °C, как органические масла. Теплоноситель поддерживается в жидком состоянии в «холодной» камере с помощью газовых горелок (288°С). В ясную погоду расплав прокачивается через солнечные концентраторы и набирает рабочую температуру (565°С), после чего попадает в «горячую» камеру-термос. Камера так хорошо изолирована, что температура расплава может поддерживаться на этом уровне в течение недели. Ночью, при плотной облачности или при пиковых нагрузках в сети расплав из «горячей» камеры разряжается на теплообменниках ТЭС и генерирует перегретый пар. После этого в контуре водяного или воздушного охлаждения отработанный расплав сбрасывает остаточную теплоту и сливается в «холодную» камеру. В настоящее время при проектировании новых проектов от двухкамерных ТА стали отказываться в пользу более эффективных однокамерных. Они работают по принципу термоклина — вертикального распределения несмешивающихся слоев жидкости с различной температурой. ТА с твердой средой — еще одна крайне перспективная технология хранения энергии, над которой работают ученые из Германского аэрокосмического центра DLR. Твердотельные ТА с относительно высоким уровнем саморазряда идеальны для солнечных ферм, расположенных в зонах со стабильно высокой инсоляцией. Кроме того, они практически не требуют обслуживания и замены рабочей среды.
ГОЭЛРО для Африки Свое участие в Desertec уже подтвердили Алжир, Египет, Иордания, Ливия, ОАЭ, Саудовская Аравия, Сирия и Тунис. Но первой ласточкой Desertec станет ферма мощностью 500МВт близ Варзазата, Марокко. Сооружение этого комплекса стоимостью ?2,1 млрд начнется уже в этом году, а коммерческие киловатты Варзазата начнут поступать в сеть в 2014-м. По словам президента Desertec Пауля Ван Сона, Варзазат станет основным полигоном для обкатки технологий и будет оснащен всеми типами устройств — параболическими концентраторами, солнечными башнями, зеркальными тарелками с двигателем Стирлинга, линейными линзами Френеля, фотоэлектрическими (PV) панелями и различными типами тепловых хранилищ. Помимо Варзазата исследования проводятся также на действующей микроферме в египетском Кураймате, в котором годовая инсоляция составляет 2,4 МВт на 1 м² поверхности. На основе данных, полученных в этих полевых лабораториях, к 2020 году комплексы CSP будут построены в Египте, Ливии, Сирии и Саудовской Аравии. Еще через 10 лет в сеть вольется огромный энергетический район в Алжире мощностью 22 ГВт, в состав которого войдут газоперерабатывающие заводы алжирской группы Sonelgas. И наконец, к 2050 году генерация электричества должна начаться на всех 42 объектах Desertec в Сахаре и на Ближнем Восток
PS Благодаря волне цветных революций на ближнем востоке проект отложен в долгий ящик. Скажем спасибо Саудитам за их деньги и исполнителям из ЦРУ, а так же лично Х. Клинтон.
есть теория, что эра целесообразной нефти подходит к концу. если в 1970 году требовалось около 2400 Btu на литр бензина, чтобы выкачать,переработать и доставить до пункта ввиде конечного продукта, то в 2012 году эта цифра увеличилась до 21000 Btu/литр, в 2030 году эта цифра увеличится до 29000 Btu/литр и тогда просто покупателям станет невыгодно её использовать по её термическим и энергетическим свойствам, она перестанет быть двигателем экономического развития общества. считается, что уже сейчас каждый добытый баррель уменьшает совокупную мировую экономическую активность на ~ 200$/ баррель. всем инвесторам в энергии рекомендуется перепрофилировать ( частично) свои нефтяные активы, учитывая эти выкладки, в другие, в первую очередь в натгаз.
1 03.07.2017 11:20 «Газпром» планирует начать работу трейдингового подразделения в декабре текущего года, сообщил журналистам заместитель председателя правления российского газового холдинга Александр Медведев. «Будет зимой, в декабре. Это будет российская трейдинговая платформа «Газпрома», - сказал он, отвечая на вопрос, когда подразделение начнет работать. По его словам, формирование подразделения уже идет. Говоря о том, кто будет работать в подразделении Медведев сказал, что вакансии еще есть, а в числе работников есть и зарубежные трейдеры. По его словам, объемы торгов подразделения будут «большими». «Мы будем вести полноценные трейдинговые операции с целью обеспечения увеличения выручки от экспорта российского газа», - сказал Медведев.
Внимание! Уважаемые посетители сайта mfd.ru, предупреждаем вас о следующем: ОАО Московская Биржа (далее – Биржа) является источником и обладателем всей или части указанной на настоящей странице Биржевой информации. Вы не имеете права без письменного согласия Биржи осуществлять дальнейшее распространение или предоставление Биржевой информации третьим лицам в любом виде и любыми средствами, её трансляцию, демонстрацию или предоставление доступа к такой информации, а также её использование в игровых, учебных и иных системах, предусматривающих предоставление и/или распространение Биржевой информации. Вы также не имеете права без письменного согласия Биржи использовать Биржевую информацию для создания Модифицированной информации предназначенной для дальнейшего предоставления третьим лицам или публичного распространения. Кроме того, вы не имеете права без письменного согласия Биржи использовать Биржевую информацию в своих Non-display системах.
