Архив меток: Собко

А.Собко: Перспективы энергетики Украины

10/09/2016 Почему Украина не Германия. Что будет делать Киев после закрытия своих АЭС?

На прошлой неделе на Украине в очередной раз повысили цены на электричество. Теперь тариф для населения (в группе до 100 кВт-ч в месяц) составит 71,4 (украинских) копейки — примерно 1,8 российских рублей за кВт-ч.

Хотя повышение тарифов является актуальной проблемой для населения, нельзя не признать: тарифы на электроэнергию по-прежнему невелики.

Даже после трёх раундов повышения цены на электроэнергию для населения остаются самыми низкими в Европе (на втором месте — Казахстан, на третьем — Россия).

Отчасти заниженный тариф объясняется перекрёстным субсидированием (достигает 40 млрд гривен в год) — низкие тарифы для населения компенсируются повышенным тарифом для промышленности. Но даже и тариф для промышленности приемлемый — он составляет 4-5 рублей за кВт-ч. (в пересчёте на российскую валюту).

Таким образом, цены на электроэнергию для населения на Украине намного ниже, чем в России, а для других групп потребителей — тариф сопоставимый. Например, те же 5 рублей за кВт-ч — текущий тариф для населения в московском регионе (для домов с газовыми плитами). При этом в России есть собственные запасы газа, угля, мощные ГЭС, обслуживаемые нашим же «Росатомом» АЭС.

Разгадка украинской дешевизны проста и давно известна — большая доля АЭС в структуре украинской электрогенерации. Она составляет свыше 50%. Капитальные затраты по ним уже давно самортизированы, а стоимость топливных сборок, хотя их и приходится закупать у «Росатома», составляет небольшую часть в конечной стоимости энергии.

Вот как выглядит типичная зимняя структура генерации в течение суток — основная часть приходится на АЭС (коричневый цвет), высока и доля угольной генерации (чёрный цвет). Газовая генерация (фиолетовый) — вынужденная, в основном это когенерация с теплом.

Источник (здесь и далее): Oleg Savitsky. «TOWARDS THE ENERGY TRANSITION IN UKRAINE. Finding pathways to energy independence and carbon-neutral power sector»

Однако, сроки эксплуатации многих из украинских АЭС постепенно подходят к концу.

Устаревают и тепловые ТЭС (которых, к слову сказать, по установленной мощности больше чем АЭС, просто работают они с низким коэффициентом использования:

В качестве решения проблемы предлагается замещение традиционной генерации возобновляемыми источникам — ветряками и солнечными электростанциями.

И тогда, в идеале, уже к 2028 году профиль генерации будет похож на нынешний «немецкий», а выглядеть так:

https://aftershock.news/?q=node/433881
https://www.nalin.ru/pochemu-ukraina-ne-germaniya-chto-budet-delat-kiev-posle-zakrytiya-svoix-aes-2493

— — —
http://www.succow-stiftung.de/tl_files/pdfs_downloads/MDF%20Working%20Paper/MDF%20Paper_%20Energy_transition_UA_Oleg%20Savitsky.pdf
https://yadi.sk/i/6Kau38Dgv3qr6

Фонд Михаэля Зуккова по охране природы
http://www.succow-stiftung.de/

Реклама

«На Линии»: Энергокурс

http://www.nalin.ru/energy
Статьи А.Собко

Экспорт американского сланцевого газа

21/03/2016
Второй пошёл. Почему американский СПГ опять отправляется в Бразилию
https://aftershock.news/?q=node/381471
22.03.2016
Евросоюз начал закупать сланцевый газ в США. Швейцарский нефтехимический гигант Ineos Group Holdings ждет первый танкер с грузом из Штатов уже в среду.

котировки природного газа привязаны к падающей нефти, и теперь закупки имеют смысл, даже с учетом транспортировки через Атлантику. Американцы везут швейцарскому покупателю сланцевый этан, добытый на месторождении Марселлус в западной Пенсильвании. Сланцевики штата рады договору с европейцами, так как внутренних мощностей газопроводов и объемов хранилищ уже не хватает

Джим Рэтклифф, основатель и председатель Ineos, подчеркивает: его компания рассчитывает на долгосрочные отношения с поставщиками из США. Ineos подписала 15-летние договора с Range Resources и Consol Energy – это одни из самых активных добывающих компаний во всей Пенсильвании. У обеих компаний серьезные финансовые проблемы, как и у многих сланцевиков, и контракт с крупным европейским покупателем стал для них настоящим спасательным кругом.

Этан – один из худших активов на рынке углеводородов: его специфика в том, что используется он в основном в химической промышленности, что достаточно сильно ограничивает спрос. Американский рынок перенасыщен этаном, и Европа была для местных производителей чуть ли не единственным выходом.

Первый танкер с этаном отправился из Филадельфии 9 марта. Ineos планирует поставить закупки на широкую ногу. Швейцарская компания утверждает, что к 2020 г. будет принимать по 8 танкеров из США в месяц. Эксперты норвежской консалтинговой компании Sund Energy подчеркивают: этан из Штатов не сможет стать для Европы полноценным заменителем российского газа, так как Россия в основном поставляет в ЕС метан, обладающий более широким набором полезных свойств. В частности, он подходит для электростанций и генерации тепла.
http://www.vestifinance.ru/articles/68898

А.Собко: Правда о 40 градусах. Почему США хотят экспортировать нефть, оставаясь её импортером

На прошлой неделе США разрешили двум компаниям экспортировать небольшие объёмы «сверхлёгкой» нефти. Это, в общем-то, даже не нефть, а конденсат, хотя он и используется при производстве нефтепродуктов и учитывается как нефтяная добыча. Но за этим не столь принципиальным для мировой нефтяной отрасли решением скрывается ещё один сюжет, который действительно связан с пока гипотетическим американским нефтяным экспортом и который действительно может повлиять на мировой баланс нефтяного предложения.

Сначала зафиксируем самые очевидные вещи. США в любом случае остаются чистым импортёром нефти (вторым на планете — совсем недавно Штаты обошёл Китай). И если какие-то объёмы будет решено экспортировать, это приведёт к дополнительному росту импорта. То есть ситуация отнюдь не аналогичная газовому рынку, где Северная Америка намерена стать нетто-экспортёром природного газа в виде СПГ.

Второе — хотя существует запрет на экспорт сырой нефти (через различные исключения около 250 тыс. баррелей нефти в день экспортируются в Канаду), законодательно разрешено экспортировать нефтепродукты (сейчас — это около 3 млн баррелей в день). Здесь мы видим ещё один фактор, из-за которого нефтяной рынок США (опять же в отличие от газового) уже сейчас интегрирован в мировые балансы спроса и предложения на жидкие топлива.

Почему же вокруг гипотетического нефтяного экспорта США такой ажиотаж? Дело в том, что внутренние цены на нефть (если говорить об основной марке WTI) примерно на 10 долл. ниже, чем среднемировые цены (Brent). Именно эту разницу в цене США (пока — гипотетически) и могут экспортировать на мировые рынки, немного снизив цены на нефть во всём мире. Казалось бы, пустячок, но это может привести к более серьёзным вызовам, что мы обсудим ближе к окончанию материала.

Ситуация, когда американские цены на нефть оказались ниже мировых, сложилась не сейчас, а ещё несколько лет назад, когда сланцевая добыча не оказывала столь существенного влияние на внутреннее американское предложение нефти. Казалось бы, парадокс — как такое может быть, если страна — импортёр нефти? Тогда разницу в ценах (дифференциал) было принято объяснять дефицитом трубопроводных мощностей в точке физической торговли WTI, в результате чего в регионе создавался избыток сырья, а цены снижались.

Сейчас появилась и вторая причина. В стране из-за сланцевой добычи появился избыток лёгких нефтей, которые ещё дешевле «базовой» американской WTI. Вероятно, они оказывают давление и на котировки WTI. Но здесь проблема более серьёзная. Соединённым Штатам сейчас просто не нужно столько лёгкой нефти.

Немного теории

Чем лёгкая нефть отличается от тяжёлой? В первую очередь числом атомов углерода в среднестатистической углеводородной молекуле, из которых и состоит нефть. Для лёгкой и «традиционной» нефти это может быть около 7–20 атомов, для тяжёлой — и больше 20. Для производства моторного топлива оптимальна «золотая середина». Поэтому слишком длинные цепочки на НПЗ расщепляют на несколько частей (крекинг), слишком короткие — подмешивают к другим компонентам при производстве товарного бензина (компаундирование).

Кроме того, необходимо вспомнить кое-что о т.н. «лёгких углеводородах» — промежуточных соединениях между традиционной нефтью (с 7–20 атомами углерода) и природным газом (метан, всего один атом углерода).

Это, во-первых, этан (С2), пропан (С3) и бутан (С4). Во-вторых, пентан (С5) и гексан (С6). Почему мы их разделили на две группы? В первую очередь потому, что учитываются они по-разному. Первые три вещества в американской статистике идут как Natural gas liquids, «жидкие фракции природного газа». Сфера их применения: нефтехимия, обогрев жилищ в удалённых районах, реже — моторное топливо (как, к примеру, в случае нашей пропан-бутановой смеси).

Напротив, пентан и гексан (т.н. natural gasoline или конденсат) учитываются в США вместе с сырой нефтью. Этот продукт ценный (и для нефтехимии, и для производства бензинов), поэтому торгуется [1] часто при ценах даже более высоких, чем сама нефть. В то же время в качестве моторного топлива (бензина) в чистом виде он не годится — возникают проблемы с октановым числом.

Источниками этих компонент (и С2-С4, и С5-С6) могут быть как газовые (оттого и название — конденсат или газоконденсат), так и нефтяные скважины.

Экспорт «условной» нефти

А теперь вернёмся к новости. Разрешение на экспорт выдано именно на конденсат (основные компоненты: пентан-гексан, или «ультралёгкая» нефть, как его ещё называли в новостных заметках). Но выделяют конденсат преимущественно при газовой добыче (где при атмосферном давлении компоненты конденсируются, то есть становятся жидкими). А в случае нефти эти компоненты хорошо себя чувствуют в смеси с более тяжёлыми нефтяными фракциями, и без необходимости их просто не будут выделять.

То есть разрешение [2] на экспорт (пока двум компаниям), которое было выдано, — фактически не на нефть, а на легкокипящие фракции, получаемые при добыче природного газа (правда, строго говоря, откуда компании будут брать конденсат — из нефтяной или газовой добычи — не сообщается). Первые поставки должны начать в августе. Пока объёмы невелики, хотя уже начались спекуляции о скором росте этого экспорта до 700 тыс. баррелей в день и даже 3 млн (столько конденсата США сейчас, естественно, даже не добывают).

Любопытно, что разрешение на экспорт выдано по формальным признакам. Чтобы отделить конденсат от других компонент, его нужно пропустить через соответствующие установки. Это и решили трактовать как переработку — а значит, появился нефтепродукт.

Что уже повлекло за собой выступления представителей других компаний, которые готовы подготовить по таким же формальным признакам свой конденсат. Но пропускать в этом случае для получения «экспортного продукта» через разделительные мощности добытчики хотят уже не газоконденсат, а лёгкую нефть.

Зачем Штатам экспортировать нефть и чем это будет вредно для нас

Но за этим, в общем-то, некритичным для нефтяной индустрии решением существует проблема более серьёзная. Весь рост добычи нефти в США идёт за счёт «сланца». Нефть, получаемая таким образом, как правило, лёгкая и очень лёгкая. А к такому сырью нефтеперерабатывающие заводы США оказались не готовы. Многие американские НПЗ заточены на средние и даже тяжёлые сорта нефти (ведь ожидается рост импорта тяжёлой нефти из нефтяных песков Канады, кроме того тяжёлая нефть идёт и из Венесуэлы).

Поэтому идея напрашивается очевидная. Продать на внешние рынки избыток лёгкой нефти (которая на мировом рынке заметно дороже, чем в США, — по указанным выше причинам) и взамен купить «обычной». Можно даже немного выгадать на разнице в цене. Почему же для нас здесь может таиться вызов?

Дело в том, что в случае разрешения на экспорт нефти из США внутренние цены на нефть сразу вырастут. Ненамного, вопрос максимум 10 долларов за баррель, так как различия здесь не такие, как в случае газового рынка, но тем не менее. Но это может привести к увеличению рентабельности сланцевой добычи и, как следствие, суммарному росту американской нефтяной добычи.

По оценкам IHS [3], в случае отмены запрета на экспорт добыча сырой нефти в США вырастет с 8,2 до 11,2 млн баррелей в день, а расходы Штатов на импорт нефти снизятся на 67 млрд долл. в год.

А вот фактический рост мирового предложения — на 3 млн баррелей в год — это уже безотносительно экспорта сам по себе серьёзный фактор влияния на мировые цены.

Конечно, исследование, вероятно, представляет точку зрения добытчиков. Как мы знаем, есть обоснованные сомнения, смогут ли США вообще в течение длительного времени наращивать сланцевую нефтяную добычу. В самих же США думают о другом — рост внутренних цен на нефть вызовет и увеличение цен на бензин. И хотя в целом для экономики решение об экспорте нефти может оказаться положительным, рядовой американец в первую очередь увидит новые ценники на заправке.

Тем не менее, здравый смысл в предложениях о фактическом «обмене» на мировом рынке ненужной лёгкой на нужную «среднюю» нефть очевидно присутствует. А потому не исключено, что мы вскоре увидим новые решения по экспорту — уже не только конденсата, но и нефти.

При этом понятно, что WTI никто не разрешит экспортировать. Если экспорт и будет реализован, то начнут с самых лёгких сортов нефти.

Внимание к плотности

Напомним, что «лёгкость» и «тяжёлость» нефти описывается через т.н. плотность в градусах API. Не будем вдаваться в подробности, как она вычисляется. Сейчас запомним главное. Лёгкой считается нефть с плотностью по API 35–40 и выше (самые лёгкие — API около 50). Соответственно, тяжёлые — меньше 35 (канадские битумы — плотность около 10).

Неслучайно именно сейчас американское Минэнерго подготовило небольшое исследование [4], дифференцирующее нефтяную добычу США по плотности и пытающееся понять, доля какой нефти будет увеличиваться в дальнейшем. Выводы предсказуемы: всё больше будет лёгких нефтей с API 45 и выше. Для сравнения, у WTI плотность по АPI около 40. Всё, что выше, уже представляет меньший интерес для американских НПЗ и, следовательно, может получить разрешение на экспорт.

В то же время нужно понимать, что здесь теоретически открываются возможности для манипуляций. Плотность нефти — это плотность смеси. И нефть средней плотности может быть как природного происхождения (где типовая углеводородная цепочка обычно средней длины), так и искусственно намешанная сумма тяжёлой нефти и, к примеру, того же лёгкого конденсата.

Кстати, именно так транспортируют тяжёлую канадскую нефть — смешивают её с конденсатом, который фактически используется в качестве растворителя. Это позволяет транспортировать такую смесь по трубопроводам или же облегчает наливные операции с ней. С ожидаемым увеличением добычи тяжёлых нефтей в Канаде возрастёт и спрос на конденсат. Поэтому в Канаде с большим воодушевлением восприняли [5] прогнозы о росте его собственной добычи, так как сейчас конденсат для этих операций приходится импортировать из других стран, в т.ч. и из США. Но этот сюжет скорее интересен как яркий модельный пример «игр» с плотностью, так как тут всё прозрачно и законодательно урегулировано.

Но ясно, что соблазны смешивать слишком лёгкие и слишком тяжёлые фракции, чтобы выдать их за среднестатистическую нефть, остаются. Поэтому EIA специально указывает, что старается собирать данные по сырью, получаемые непосредственно на скважине.

Почему сланцевая нефть взрывается?

Если же возвращаться к сланцевой добыче в США в контексте плотности нефти, то тут уже сейчас возникают вопросы.

Как известно, некоторое время назад цистерны, транспортировавшие сланцевую нефть из Северной Дакоты (месторождение Баккен), стали взрываться. Вроде как было проведено расследование, а опрос экспертов показал [6], что основная причина — высокое содержание летучих компонент, газов, а сверхлёгкая нефть с месторождения является фактически чуть ли не газоконденсатом (так и написано — см. ссылку). Причём проблема характерна не только для Баккена, но и для других сланцевых месторождений. Всё это неудивительно и как раз полностью описывается логикой нашего материала.

Но вопросы тут возникают.

Во-первых, какие летучие компоненты приводят к взрывам? Просто слишком высокая доля низкокипящих фракций (С5-С6) или наличие фактически газов (С3-С4), которые могли «забыть» удалить перед отгрузкой. Ведь идёт сланцевая лихорадка, а нефтеподготовкой нужно заниматься, закупать оборудование. Плюс к тому, сохранить в нефти дешёвые летучие компоненты (например, бутан) — выгодно, так как отдельно его продать удастся значительно дешевле, да ещё потратиться на разделение и отдельную транспортировку.

Возникают и другие вопросы. Как указано в исследовании EIA, сейчас основная часть добычи на Баккен — это нефть с API 40–45. То есть, никаким чистым конденсатом здесь и не пахнет (для конденсата плотность обычно не определяется, но если подойти формально, то для гексана (C6) плотность по API составляет около 80). Просто лёгкая и даже не сверхлёгкая нефть.

Но если нефть с Баккен действительно имеет плотность около 40–45 (немногим легче WTI) и при этом взрывается, это означает, что наряду с лёгкими компонентами, которые заметно увеличивают API смеси, там содержится и много, наоборот, очень тяжёлых компонент.

Пока вопросов здесь больше, чем ответов. Но как представляется, тема, связанная с качеством американской сланцевой нефти (в контексте и стандартизации, и возможного экспорта), станет в ближайшее время достаточно горячей. А значит — появятся подробности, которые позволят ответить на эти вопросы. Мы будем следить за развитием событий.
http://aftershock.su/?q=node/240986
http://www.odnako.org/blogs/pravda-o-40-gradusah-pochemu-ssha-hotyat-eksportirovat-neft-ostavayas-eyo-importerom/

Источники
1. http://www.ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-ngl-prices.pdf
2. http://online.wsj.com/articles/u-s-ruling-would-allow-first-shipments-of-unrefined-oil-overseas-1403644494 [подписка]
3. http://www.ihs.com/info/0514/crude-oil.aspx
4. http://www.eia.gov/analysis/petroleum/crudetypes/
5. http://www.reuters.com/article/2014/06/06/canada-oil-condensate-idUSL1N0OJ0ZR20140606
6. http://1prime.ru/oil/20140625/787281900.html

Прогнозы об экспорте сжиженного газ из США

Между пропагандой и реальностью: для американского газового экспорта приближается момент истины
http://www.odnako.org/blogs/mezhdu-propagandoy-i-realnostyu-dlya-amerikanskogo-gazovogo-eksporta-priblizhaetsya-moment-istini/

Wellhead Price, Exports Price of Liquefied Natural Gas

годовой график

http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_a.htm

месячные графики


http://iv-g.livejournal.com/954698.html
Более свежие данные только за ноябрь http://ferc.gov/market-oversight/mkt-gas/overview/ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf

— — — — — —
Вполне возможна ситуация, когда:
цены на газ будут сдерживать в США, давая им расти до 7 $/1000 куб.футов
цены на экспортные будут держаться не менее 12-13 $/1000 куб.футов

тогда цена 12-13 $/1000 куб.футов будет выше экспортной цены Газпрома для Германии

http://www.eegas.com/price_chart.htm

Другое мнение:
http://www.zerohedge.com/news/2014-06-22/lng-long-strategic-play-europe
СПГ будет на 1 $/1000 куб.футов меньше, чем у Газпрома

odnako.org: сланцевые нефть и газ

2013-06-05 «Добыча сланцевой нефти в США идет с опережением графика. Что будет дальше?»

2013-11-27 «Добыча сланцевой нефти в США — сверх ожиданий. Как ни странно, это нам в плюс».

2013-12-05 «Как долго нас будет удивлять американский «сланец»?»

2013-12-28 «Насколько сланцевая нефть хуже обычной? Смотря что считать «обычной»».

2014-04-03 «Сланец и не только. Российские «проекты будущего» по добыче трудноизвлекаемой нефти».

2014-04-12 «Сланцевый газ в России: его начали считать, но добывать пока незачем».

EROEI

EROEI (или ERoEI, англ. energy returned on energy invested = соотношение полученной энергии к затраченной энергии; или EROI, energy return on investment — соотношение полученной энергии к затраченной; или энергетическая рентабельность) — в физике, экономической и экологической энергетике это отношение количества пригодной к использованию (полезной) энергии, полученной из определённого источника энергии (ресурса), к количеству энергии, затраченной на получение этого энергетического ресурса. Если для некоторого ресурса показатель EROEI меньше или равен единице, то такой ресурс превращается в «поглотитель» энергии и больше не может быть использован как первичный источник энергии.

EROEI = Полученная полезная энергия / Затраченная энергия

12 марта 2014 Теория и Практика EROEI на примере нефти и газа США http://mirvn.livejournal.com/5904.html
11 марта 2014 EROEI «сланцевой» нефти на примере месторождения Баккен в США http://mirvn.livejournal.com/5645.html
23 января 2014 EROEI наша алфа и омега http://mirvn.livejournal.com/793.html
13 января 2014 нюансы EROEI сланцев: Критика http://aftershock-2.livejournal.com/348421.html
13 января 2014 нюансы EROEI сланцев, точнее — нефти низкопроницаемых коллекторов http://aftershock.su/?q=node/204183
28 декабря 2013 Насколько сланцевая нефть хуже обычной? Смотря что считать «обычной» http://www.odnako.org/blogs/naskolko-slancevaya-neft-huzhe-obichnoy-smotrya-chto-schitat-obichnoy/

— —
14 ноября 2012 Великое нефтяное на…во http://kungurov.livejournal.com/50763.html
Energy Analysis of Power Systems
updated December 2013 http://www.world-nuclear.org/info/Energy-and-Environment/Energy-Analysis-of-Power-Systems/
— —

i/ EROEI является ближайшим аналогом прибавочной стоимости К.Маркса или теории мирового кризиса по Хазину — написано много, но нет достоверных способов определений/вычислений
ii/ Возникновение экономикс связано с тем, что необходимы были более-менее достоверные численные данные и методы расчетов, которые марксистская теория прибавочной стоимости не давала
iii/ Упражнения в расчете натуральных показателей (EROEI) вместо стоимостных представляются примером редукционизма: как интеллектуальное упражнение в калькуляциях интересно, но неясны конкретные прогностические возможности, то что лучшие запасы добываются ближе к началу разработки и что непрерывный рост невозможен это и так понятно

А.Собко: Китайский нефтегаз: от казённого министерства к «букету мировых империй»

Китайский нефтегазовый сектор — это уже давно не громоздкое министерство и даже не одна госкомпания. Ещё в 1980-х годах из активов Министерства нефтяной промышленности Китая были выделены три нефтегазовые компании. Самая крупная — CNPC (China National Petroleum Company) — получила активы по разведке и добыче на суше. Компании Sinopec достались нефтеперерабатывающие мощности, а CNOOC (China National Offshore Oil Company) стала заниматься разработкой морских нефтегазовых месторождений. Но в какой-то момент китайское руководство решило поощрять конкуренцию между компаниями «большой тройки», чтобы повысить эффективность работы этих корпораций. В результате к настоящему времени эти компании стали вертикально интегрированными, то есть у них появились активы во всей цепочке — от переработки до сбыта.

В начале 2000-х нефтегазовые корпорации Китая вышли на биржу. Владельцем всех трёх компаний осталось правительство, но в каждой появилась дочерняя структура, в которую головные компании вывели наиболее важные активы. Акции этих дочерних компаний торгуются на Гонконгской, Шанхайской и Нью-Йоркской биржах. У Sinopec это Sinopec Corp., у CNOOC — CNOOC Ltd, и только у CNPC название дочерней компании заметно отличается — Petrochina. Доля государства в разных компаниях несколько отличается, но контрольный пакет во всех случаях остаётся в госсобственности.

Эти (уже давние) трансформации в китайской нефтянке мы описывали [1] ровно год назад. Но жизнь не стоит на месте, и либерализация «нефтегаза» в КНР продолжается. А быстрый рост спроса на природный газ приводит к тому, что именно в этой области изменения проходят наиболее интенсивно.

CNPC — курс на глобальную компанию

Из «большой тройки» CNPC по-прежнему опережает двух младших сестёр по основным показателям производственной деятельности. Что неудивительно, ведь это было заложено в саму структуру разделения. Но все национальные нефтегазовые компании в КНР пытаются стать компаниями глобальными. И, разумеется, в первую очередь CNPC и Petrochina, которые потратили [2] в прошлом году 20 млрд долл. на нефтегазовые активы в целом ряде стран: Австралии, Мозамбике, Перу, Бразилии. Кроме того, Petrochina приобрела и 25% в иракском месторождении «Западная Курна-1». Напомним, что CNPC — и инвестор (20%) российского проекта «Ямал СПГ».

У себя дома CNPC подвергается [3] давлению со стороны небольших компаний, которые пытаются пролоббировать в правительстве меры по своему доступу к трубопроводным мощностям CNPC (и, в конечном счёте, как представляется, — выделения этих активов в отдельную компанию). Но в среднесрочной перспективе, по мнению наблюдателей, серьёзных изменений здесь ждать не следует.

Справедливости ради отметим, что от своего отчасти монопольного положения на рынке компании достаются не только «плюшки». Так, несмотря на недавний раунд повышения внутренних цен на газ (а они — регулируемые) импорт топлива из Средней Азии (и даже из Мьянмы) по-прежнему остаётся невыгодным для Petrochina — только за прошлый год это привело [4] для компании к убыткам в размере 8 млрд долл.

Sinopec — от НПЗ к «сланцам»

Изначально «заточенная» под активы в области нефтепереработки Sinopec уже значительно диверсифицировалась. Добыча нефти компании внутри страны составила [5] 0,85 млн баррелей в день (для сравнения — всего в Китае нефти добывается чуть больше 4 млн баррелей в день, ещё около 6 млн баррелей — импортируется). Плюс небольшие объёмы нефти добываются и на зарубежных проектах Sinopec. Кроме того, здесь следует напомнить и о договорённостях «Роснефти» о поставках российской нефти в Китай. Часто рассматривают КНР в качестве единого импортёра, не обращая внимания на конкретную компанию. И действительно, первые контракты были подписаны с «главной» CNPC. Но прошлой осенью были зафиксированы новые договорённости о продаже «Роснефтью» этого топлива, но уже не для CNPC, а для Sinopec, — по 10 млн тонн в год (то есть 0,2 млн баррелей в день) в течение 10 лет.

В области нефтепереработки Sinopec сохраняет лидерство — с мощностями на 4,7 млн баррелей в день, то есть чуть меньше половины всей китайской переработки.

По газу — по итогам прошлого года было добыто 19 млрд кубометров, относительно немного на общем фоне (преобладающая часть добычи — это CNPC). Но «звёздный час» Sinopec может быть связан с добычей сланцевого газа. Как известно, китайские планы по добычи сланцевого газа анонсировались на уровне 6,5 млрд кубометров к 2015 году и 100 млрд к 2020 году. Как считается, прогнозы эти завышенные (особенно — вторая цифра), так как объёмы за прошлый год много скромнее — 200 млн кубометров. И вот недавно Sinopec объявила, что готова довести сланцевую добычу на своём проекте в Фулине до уровня в 10 млрд кубометров к 2017 году. И если верить приведённым [6] данным, то этот результат может быть реализован. Дело в том, что на данном участке производительность скважин выглядит очень неплохо, на уровне американских запасов, и значительно лучше, чем в той же Польше. Компания в прошлом году уже пробурила в Китае около 20 скважин на сланцевый газ, примерно столько же, сколько CNPC.

Ну и, конечно, зарубежные инвестиции — без этого крупной китайской корпорации вроде как уже и неприлично. Помимо инвестиций [7] в американский «сланец», и уже отмеченных выше проектов по добыче нефти за рубежом, Sinopec рассматривает и участие в канадском терминале по экспорту СПГ.

У третьего китайского гиганта CNOOC уже строится совместное с британской BG производство по сжижению газа в Австралии. Кроме того, напомним: несколько лет назад CNOOC купила канадскую компанию Nexen, а сделка стала крупнейшим (около 15 млрд) поглощением западной компании со стороны Китая. Теперь добыча Nexen (за пределами КНР) обеспечивает [8] и седьмую часть от суммарной нефтегазовой добычи CNOOC.

Импорт сжиженного газа: CNOOC и все-все-все

Но наиболее радикальные изменения проходят в сфере импорта (в виде СПГ) и потребления природного газа. Учитывая, что прибрежные районы страны — это ещё и наиболее развитые территории, логика здесь понятна. Газ сможет потребляться рядом с точкой импорта без необходимости в дорогостоящих тысячекилометровых газопроводах, как это происходит в случае закупок среднеазиатского газа.

Кроме того, реформирование механизмов ценообразования на газ в стране началось именно с этого региона, в результате чего внутренние цены здесь намного привлекательней, чем на большей части территории Китая. В результате, компании заинтересованы даже в закупках дорогого СПГ, и главное, интерес к этому бизнесу вовсю проявляют относительно небольшие компании.

Сейчас — основной импортёр СПГ (около 15 млн тонн в год) — CNOOC. Значительно меньшие объёмы закупает Petrochina, вскоре к ним присоединится и Sinopec. Но потенциал спроса на СПГ намного больше. И как грибы после дождя — позволим себе это банальное сравнение — стали появляться проекты терминалов по приёму СПГ, которые будут контролироваться небольшими компаниями, в том числе и частными. Сейчас такие компании покупают газ у представителей «большой тройки».

Среди них ENN Energy, один из крупных дистрибьюторов газа в Китае, которая в настоящее время готовит [9] собственный терминал по приёму СПГ мощностью 3 млн тонн в год. Как ожидается, он будет запущен в районе 2016 года. Кроме того, ENN развивает собственную программу по сети газовых заправок, у компании уже есть 250 заправок с КПГ (компримированный, то есть сжатый природный газ) и 125 заправок на СПГ.

Как сообщает Platts, Xinjang Guanghui Petroleum совместно с Shell планирует терминал мощностью 600 тыс. тонн, который к 2019 году может быть расширен до 3 млн тонн. Компания Jovo Energy уже построила свой небольшой терминал и получила несколько грузов СПГ. Похожие планы и у других участников рынка. Сотрудничество с такими небольшими частными компаниями Китая, как представляется, станет интересной опцией для трейдеров и торговых подразделений производителей СПГ, в то числе и российских.

Газ для электроэнергетики: возможности интеграции

Сейчас в КНР для выработки электроэнергии используется незначительная часть потребляемого газа — ему пока трудновато выдерживать конкуренцию с углём. И, напротив, пока на газ приходится всего 2% от китайской генерации. Но рост газовой электроэнергетики продолжится. И тут появляется ещё один интересный аспект — создание интегрированных компаний уже и в газовой генерации.

К примеру, китайская CHC, входящая в пятёрку крупнейших генерирующих компаний Китая, и на которую приходится около 10% всей вырабатываемой энергии, также настроена самостоятельно импортировать СПГ на свой собственный терминал. Более того, компания планирует [10] поучаствовать в канадском проекте по сжижению газа, чтобы ещё больше удлинить цепочку.

Ранее мы отмечали [11], что китайская Shenhua, крупнейший производитель угля в Китае, решила инвестировать в американскую сланцевую добычу газа. Возможно, это связано с тем, что у этой компании тоже есть планы по расширению своего бизнеса и в области электрогенерации, в том числе газовой. И наоборот, неоднократно упоминавшаяся CNOOC, пока основной импортёр СПГ, в Китае одновременно является [12] и крупнейшим владельцем газовых электростанций.

Подытоживая: китайский энергетический рынок становится всё интереснее, разнообразнее и гибче. Мы постараемся следить за развитием событий.

1/ http://www.odnako.org/blogs/o-novom-goskontrole-v-neftegazovoy-promishlennosti-kitayskiy-metod-v-rossiyskom-ispolnenii/
2/ http://online.wsj.com/news/articles/SB10001424052702304026304579450663702129116
3/ http://blogs.barrons.com/emergingmarketsdaily/2014/03/21/petrochina-2013-beat-asset-light-focus-on-e-analysts-say-buy/
4/ http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/hongkong/petrochinas-2013-losses-on-imported-natural-gas-21363390
5/ http://www.platts.com/latest-news/oil/hongkong/chinas-sinopec-posts-modest-gains-in-2013-oil-26758282
6/ http://www.platts.com/latest-news/petrochemicals/hongkong/sinopecs-fuling-shale-gas-project-to-hit-10-bcmyear-26758341
7/ http://online.wsj.com/news/articles/SB10001424052970203550304577138493192325500
8/ http://www.lngworldnews.com/cnooc-posts-2013-results/
9/ http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/singapore/feature-china-gas-distributors-eye-competing-26753936
10/ http://www.wantchinatimes.com/news-subclass-cnt.aspx?cid=1206&MainCatID=12&id=20140123000034
11/ http://www.odnako.org/blogs/zachem-kitay-investiruet-v-amerikanskiy-slanec-esli-pokupat-spg-budet-yaponiya/
12/ http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/singapore/china-raises-on-grid-tariffs-of-gas-fired-power-27524782

А.Собко: Зачем Китай инвестирует в американский «сланец»

Оригинал взят в Текст

Зачем Китай инвестирует в американский «сланец», если покупать СПГ будет Япония?
Разгадка в анонсе :). Столкнувшись с нежеланием США продавать сжиженный газ в КНР, китайские компании пошли в обход – через Канаду
Обобщил свежие новости, ну а так как в обычном варианте тема уже всех достала, немного усложнил, добавив Канаду.

В январе стало известно, что китайская Shenhua (это — крупнейшая в КНР угледобывающая компания) инвестирует в американскую сланцевую добычу. Совместное с американской компанией ECA предприятие будет разрабатывать участок на месторождении Marcellus. Пока запланировано всего 25 скважин, которые суммарно дадут около 4 млрд кубометров газа. Но возможно, это только начало.

То, что инвестируют «угольщики», а не «нефтегазовики» — это, в общем-то, не очень удивительно. Многие связанные с энергетикой китайские компании активно диверсифицируют свою деятельность в различных смежных областях, и Shenhua не исключение. Интересней обсудить саму тенденцию. Ведь это — не единственные инвестиции китайцев в американский сланец. Напомним, что ещё два года назад китайская Sinopec потратила на эти цели 2,5 млрд долларов. (На этом фоне проект Shenhua с бюджетом в сотни миллионов долларов пока выглядит крошечным.) Ещё раньше в американскую сланцевую газодобычу вложился другой нефтегазовый гигант из КНР — CNOOC. Потом на время всё затихло. Но в марте прошлого года агентство Bloomberg отмечало, что китайские компании готовы потратить десятки миллиардов долларов на проекты по добыче сланцевого газа и нефти в США. И вот мы видим выход Shenhua на китайский рынок. Является ли это «случайным» событием или возобновившейся тенденцией — посмотрим.

Какие же цели преследуют эти компании, инвестируя в американскую добычу? Простой ответ очевиден и уже в некоторой степени стал банальным — «получить опыт и соответствующие технологии». Но необходимо ли для этого вливать в американскую экономику десятки (в максимальном варианте) миллиардов долларов?

Вторая причина — возможность в дальнейшем экспортировать добываемый газ в Китай в виде СПГ. Напомним, что будущий масштабный экспорт СПГ из США (если он состоится) может быть основан на различных источниках газа. То есть газ, конечно, один и тот же, но с формальной и, главное, с финансовой точки зрения разница принципиальная. В одном случае необходимый газ будет браться «с рынка» (из единой системы газоснабжения, используя российскую терминологию) и поступать на заводы по сжижению. В этом случае цена газа для заводов СПГ будет определяться биржевыми котировками на природный газ в стране, которые могут вырасти по самым разным причинам. Во-первых, цены вырастут по мере того, как самые рентабельные участки для сланцевой добычи будут уже разбурены. Во-вторых, сам экспорт СПГ будет увеличивать суммарный спрос и тем самым повышать внутренние биржевые цены. Наконец, возможны и форс-мажоры, по типу недавних «суперморозов», вызвавших, хоть и ненадолго, рекордный рост цен.

Поэтому существует и другой вариант для компаний — инвестировать в добычу и таким образом сжижать и экспортировать уже свой собственный газ. В таком случае цена газа будет определяться издержками добычи и не зависеть от общей конъюнктуры рынка.

Но каким бы ни был источник газа для возможного экспорта, в обоих случаях необходимо главное условие — для этого должно быть получено разрешение на экспорт сжиженного газа. А с этим по-прежнему негусто. Пока строится единственный завод, остальные — ожидают разрешений.

Причин тому, как представляется, две. Во-первых, сами американцы не уверены, что их сланцевого газа хватит на десятилетия собственной спокойной жизни, не говоря уже о дополнительных объёмах экспорта.

Во-вторых, выбрасывая на рынок дополнительные объёмы газа, они фактически помогают другим странам (в первую очередь своему основному конкуренту — Китаю) решать проблему энергетического голода. И поэтому США постараются напрямую не продавать свой СПГ в КНР. Более того, сейчас подтверждается то, о чём мы уже писали, — японский вектор будущего экспорта СПГ из США. Контракты (конечно, пока предварительные, ведь разрешений на экспорт нет) заключаются преимущественно с японскими компаниями (а также с Индией, Тайванем). Но в первую очередь с Японией. Напомним, на эту страну был нацелен и блок контрактов, заключённых прошлой весной. Конечно, такой подход — это «полумеры», ведь этот газ в любом случае попадёт на мировой рынок. И если Япония купит больше американского СПГ, то, скажем, «лишний» австралийский газ достанется Китаю.

Так или иначе, даже если разрешения на экспорт будут получены, напрямую китайским компаниям СПГ явно не достанется. Кое-что Китаю из американского экспорта перепадает, но, обратим внимание, через посредников — BP, GDF Suez. То есть цена СПГ для КНР в этом случае уже будет слабо зависеть от цен американского рынка. США не хотят продавать газ в КНР даже с привязкой к своим внутренним ценам, не говоря уже о том, чтобы разрешить экспорт добытого в США китайскими компаниями газа.

Неужели китайские инвестиции делаются только из-за технологий или из-за надежд, что Соединённые Штаты всё-таки разрешат вывозить китайским компаниям их газ? Как представляется, нет. Скорей всего, КНР в свойственной ей манере, не торопясь, идёт в обход.

Напомним, что помимо США масштабные планы по экспорту СПГ есть и у Канады, где также запланировано несколько заводов по сжижению. Более того, если США неохотно пускают китайцев на свой рынок, то в Канаде интерес к Китаю очевиден, о чём мы около полугода назад уже рассуждали. Китайские компании будут как соинвесторами заводов по сжижению, так и намереваются участвовать непосредственно в добыче сланцевого газа в Канаде. А сама Канада рассматривает Китай как перспективный рынок сбыта для своих энергоресурсов.

Но не нужно забывать, что газовые рынки США и Канады в значительной степени интегрированы. Несмотря на «сланцевую революцию» Соединённые Штаты по-прежнему закупают у северного соседа ежегодно около 50 млрд кубометров газа. Правда, одновременно США продают трубопроводный газ в Мексику — пока это примерно 20 млрд кубометров. В результате США пока остаются нетто-импортёром газа (около 30 млрд кубометров).

Но для нас важно в первую очередь то, что цены на канадском газовом рынке следуют за ценами в США. В такой логике смысл китайских инвестиций в американскую добычу становится очевиден. Фактически, здесь может работать описанная выше схема, когда компании будут экспортировать газ собственной добычи, не завися от ценовой конъюнктуры. Схема, правда, чуть более сложная — по сути, китайские добытчики продадут добытый в США газ «на месте» и на вырученные средства купят такие же количества газа на канадском рынке для последующего экспорта в виде СПГ. Но от ценовой конъюнктуры на североамериканском континенте эти поставки СПГ зависеть не будут. Более того, эта схема сработает, даже если США вообще передумают осуществлять масштабный экспорт СПГ.

Теперь интересно последить — будут ли китайские компании, начавшие добывать сланцевый газ в США, участвовать в строительстве экспортных СПГ-терминалов в Канаде. И если да, то в каком формате.

— — — — —
Интересный прогноз
i/ Китай от избытка средств идет на очень рисковые операции по экспорту из США через Канаду
ii/ Представляется, что допустив сейчас рост цен до уровня нормы, в дальнейшем будут вновь жестко ограничивать рост цен, подобно 2H2011-1H2013
iii/ Такого рода «хитрые» ходы в действительности довольно прозрачны и реакция может последовать жесткая, особенно, если будет неблагоприятный экономический эффект (рост цен) для США
iv/ Жесткая реакция может иметь вид не только каких-либо законов или других регулирующих нормативов, но и просто удар по конкретным компаниям с китайским участием. Примерно как история с разливом нефти у BP, например, просто дадут экологам и местным разойтись по полной программе или затаскать по судам.

А.Собко: Газовый покер с Литвой. Текущее положение дел и прогноз

17 февраля 2014
В последние дни тема перспектив газоснабжения Литвы вновь занимает заметную часть новостей в сфере энергетики. Этому есть две причины. Во-первых, в 2014 году у Литвы заканчивается долгосрочный контракт с «Газпромом». Во-вторых, примерно в это же время прибалтийская республика намерена запустить свой плавучий терминал по приёму сжиженного газа, что, как считается, приведёт к избавлению от российской газовой зависимости и сделает «Газпром» сговорчивее. Поможет ли Литве в этом терминал?

Сколько СПГ будет закупать Литва?

Сначала — контрольные цифры. Потребление газа в Литве — около 3,2 млрд кубометров. С учётом двух оставшихся прибалтийских республик (впрочем, их снабжение от терминала пока в любом случае не обсуждается) — чуть больше 5 млрд кубометров. Мощность терминала по приёму СПГ — около 4 млрд кубометров.

Напомним, что в Литве почти два года назад был принят закон, обязывающий закупать не менее 25% импортируемого газа (а импортируют весь потребляемый газ) с терминала СПГ. То есть это — около 800 млн кубометров в пересчёте на газообразное топливо. Но в последние дни разговор идёт о гарантированных поставках всего 540 млн кубометров газа в год — менее 15% от загрузки терминала (видимо, это технологический минимум), и всего 17% от литовского потребления газа.

Причины этому понятны. До запуска терминала остались считанные месяцы, контрактов нет, нет даже и никаких утечек о предварительных договорённостях. Как мы и предполагали полтора года назад, на рынке просто нет свободного газа. Конечно, перекупить что-то удастся, но цены могут быть выше, чем «газпромовские». Перед глазами пример Польши, которая будет платить за свой сжиженный газ около 700 долларов за тысячу кубометров (стационарный терминал по приёму СПГ в польском Свиноусцье будет запущен в 2015 году). И это при том, что польский контракт с Катаром на поставку СПГ был подписан ещё несколько лет назад. Напомним, что Литва сейчас платит 500 с небольшим долларов за тысячу кубометров, а «среднеевропейская» цена «Газпрома» — около 380 долларов за тысячу кубометров.

Есть ещё масса причин, из-за которых продавцам СПГ неохота связываться с Литвой: мелкий покупатель, плавучий терминал, кроме того, напомним, что нужно проходить датские проливы (кстати, и у Польши будут те же проблемы). Конечно, это не Босфор и Дарданеллы, но тоже некоторый напряг для газовозов.

Как использовать терминал, не импортируя СПГ?

Отдельная проблема — стоимость регазификации СПГ, то есть перевода его в газообразное состояние. Основные затраты тут — это арендная плата (фактически — амортизация) терминала, которую нужно выплачивать вне зависимости от степени загрузки терминала. Поэтому в случае неполной нагрузки (к примеру, на четверть) стоимость регазификации увеличится с типовых 20 до 80 долларов за тысячу кубометров.

Поэтому Литва сейчас намерена подготовиться, чтобы с запуском терминала выйти на рынок СПГ в качестве бункерного топлива (то есть топлива для заправки судов).

Это направление станет очень востребованным с 2015 года, когда в северо-западной Европе будут введены новые правила по содержанию серы в судовом топливе. В свою очередь, это сделает выгодным переход с мазута на СПГ в качестве судового топлива. В том числе и под этот спрос «Газпром» готовит свои заводы по производству СПГ на Балтике.

Но в Литве будет использоваться привозной СПГ. В таком случае литовский терминал станет аналогом АЗС для судов. И при удачном стечении обстоятельств часть расходов на терминал можно «отбить» даже при отсутствии импорта СПГ собственно в Литву.

Какой будет новая «справедливая» цена газа?

Попытаемся оценить, какова может быть новая цена «Газпрома», чтобы сохранить литовский рынок и получить максимальные доходы.

Прежде всего отметим, что несмотря на вышесказанное считать расходы на регазификацию (аренду терминала и строительство инфраструктуры) мы не будем. Это может выглядеть парадоксально, но эти инвестиции уже сделаны, соответственно при оценке конкурентной цены российского газа по сравнению с СПГ мы (и, вероятно, так же будет поступать литовское правительство) будем сравнивать цены без учёта регазификации. В скобках отметим: это означает, что с учётом расходов на регазификацию СПГ российский газ останется конкурентоспособным даже при большей стоимости.

Самый тяжёлый для Литвы будет 2015 год. Скорее всего — это будут поставки со спотового рынка или какой-нибудь не очень выгодный краткосрочный контракт на 1–2 года.

Впрочем, возможно всякое. Слишком политически важный этот проект — не только для Литвы, но и для её заокеанских партнёров, которые могут продавить достаточно выгодный для Литвы контракт у кого-либо из экспортёров СПГ. Правда, все предыдущие наблюдения за подобными коллизиями говорят о том, что даже в той или иной степени зависящие от США экспортёры (тот же Катар) не очень на это идут. Но здесь объёмы невелики, соответственно небольшими будут и возможные потери экспортёра СПГ от продаж по льготной цене. Поэтому исключать подобное развитие событий нельзя.

С 2016 года Литва может претендовать на СПГ с первого американского завода. Хотя он почти полностью продан, но среди покупателей есть и несколько «перекупщиков» — трейдинговых компаний. Направлять они его будут в Азию, но если Литва их «удивит ценой» — отправят и в Европу. Попробуем оценить эту цену.

Возьмём ориентировочную азиатскую цену в 15 долларов за млн БТЕ и вычтем транспортные расходы между Европой и Азией — 2,5 долл. за млн БТЕ, получим 12,5 долл. за млн БТЕ. Или около 450 долл. за тысячу кубометров в случае российского газа. В оценках мы предположили, что СПГ из США в Азию пойдёт через Суэцкий канал, так как расширение Панамского канала задерживается. Думается, что примерно на этой цифре «Газпром» и Литва сойдутся, а российский газ сохранит за собой большую часть поставок. В свою очередь, это позволит Литве с минимальными убытками импортировать СПГ, сохранить лицо, объявить об успехах по борьбе с газовой зависимостью. Ну и снизить цену на 50 долларов за тыс. кубометров.

Но это мы рассмотрели наилучший для Литвы вариант развития событий. Может статься так, что и первый американский СПГ уже окажется полностью перепродан, и на 2015 год дешёвого газа Литве никто не предоставит.

«Неценовые» вопросы

Тем не менее, снижение цены произойдёт, и это объясняется, конечно, не добротой «Газпрома». Снизив цену, российский монополист получит уступки по другим вопросам. Во-первых, «Газпрому» нужно получить для себя достаточно комфортный вариант применения Третьего энергопакета (напомним, что «Газпром» является и акционером литовской газовой Lietuvos Dujos).

Кроме того, остаётся проблема транзита газа в Калининградскую область по территории Литвы. Этот вопрос уже обсуждается. Не будет ли Литва, получив терминал СПГ, диктовать России условия, угрожая перекрытием транзита? Как видно из вышесказанного, нет. Пока даже в случае наиболее благоприятного варианта развития событий для Литвы, ей остаётся выгодней покупать газ у «Газпрома» и по ценам выше среднеевропейских.

Тем не менее, если говорить о среднесрочной перспективе, то такая проблема существует. Поэтому и рассматриваются варианты альтернативного газоснабжения Калининградской области — отвод от «Северного потока», строительство небольшого терминала СПГ для Калининграда.

Остаются и вопросы второго плана. Во-первых, на сколько лет будут заключать новый контракт. «Газпром» традиционно нацелен на долгосрочный. Литва — на краткосрочный, лет на пять, в надежде, что дальше с СПГ станет попроще. В идеале (для Литвы) — контракт на 1–2 года, чтобы пережить наиболее сложный период на рынке СПГ, ведь начинает она выходить на рынок в самый неудачный момент. Второй вопрос — уровень обязательных закупок. Ранее президент Литвы призывала его отменить, эту тему мы уже обсуждали ранее.

Такова картина перед финальным «сражением». Что будет первым — контракт с «Газпромом» или контракт на поставки СПГ? Есть ли у Литвы предварительные договорённости с продавцами СПГ или они блефуют, утверждая о наличии полутора десятка возможных контрагентов. Такой вот газовый покер, где выигрыш «Газпрома» — договор с ценой, максимально близкой к стоимости будущих поставок СПГ.

Так или иначе, уже не первый год обсуждаемый сюжет с литовским газовым рынком выходит на финишную прямую. И, повторимся, ждём от «Газпрома» уступок не более чем до 450 долл. за тысячу кубометров.
http://www.odnako.org/blogs/gazoviy-poker-s-litvoy-tekushchee-polozhenie-del-i-prognoz/

О сланцевом газе

Запасы природного газа в странах Евросоюза достигают 17,67 трлн кубометров. Об этом передает Бизнес-Тасс со ссылкой на лондонскую газету «Файнэншл таймс».
Британские журналисты опираются на новейшие данные, представленные в докладе Европейского центра энергетической и сырьевой безопасности /Eucer/.
http://www.oilru.com/news/367324/


http://slanceviy-glas.livejournal.com/160787.html

В результате геологоразведки, проводившейся на территории Испании, были обнаружены и подтверждены крупные запасы сланцевого газа, объем которых составляет более двух триллионов кубических метров. Больше всего углеводородов обнаружено в Стране Басков и Кантабрии в северной части страны. Близость от Атлантического океана решает вопрос с обеспечением водой рабочих мощностей, с помощью которых будут осваиваться месторождения. (для ГРП нужна пресная вода — iv_g).
Добыча сланцевого газа может пополнить бюджет Испании на семьсот миллионов евро.
http://www.catalogmineralov.ru/news7243.html
дефицит бюджета Испании в 2012 году составил 6,7% ВВП.
http://ria.ru/economy/20130227/924999487.html

— Даже по скромным подсчетам, Германия могла бы на протяжении ближайших ста лет обеспечивать 12% собственного потребления за счет местного сланцевого газа. Но фактически действующий в Германии мораторий на гидроразрыв пластов тормозит процесс. Нам очень тяжело убедить население в безопасности и управляемости этой технологии. Поэтому я исхожу из того, что до конца этого десятилетия у нас не будет масштабной добычи сланцевого газа. Но мы пытаемся отрабатывать технологии по добыче сланцевого газа не только в Германии. В Аргентине мы имеем доли в 15 месторождениях, в том числе с запасами сланцевого газа. Кроме того, наш партнер Statoil располагает обширными экспертными знаниями в сфере исследования и добычи сланцевого газа и сланцевой нефти.
— А в Европе в целом до конца десятилетия вы не ожидаете масштабной добычи сланцевого газа?
— Первые результаты исследований запасов сланцевого газа в Польше и Венгрии оказались отрезвляющими. Поэтому в Европе говорить о сланцевой революции тоже рано. Хотя потенциал тем не менее есть.
http://kommersant.ru/doc/2181966

Набор графиков и таблиц «юный сланцевый аналитик». Всё обо всём.
http://aftershock.su/?q=node/28948

— — — — —
Подробная информация, но «падонкаффский» стиль изложения.
— — — — —

Водные ресурсы для гидроразрывов
http://crustgroup.livejournal.com/35956.html
Битва за воду как обратная сторона сланцевой революции
http://aftershock.su/?q=node/28891

— — — — —

Успехи американского сланца на фоне «исчезнувшего» газоконденсата: к энергетическому прогнозу ИНЭИ РАН
http://www.odnako.org/blogs/show_25071/
Новости американского «сланца». О взаимосвязях добычи, цен и объемов бурения
http://www.odnako.org/blogs/show_25085/
Зачем США грозятся стать чистым экспортёром газа. Блеф, глупость или геополитика?
http://www.odnako.org/blogs/show_25556/
США боятся потерять Японию? К новым путям американского сжиженного газа
http://www.odnako.org/blogs/show_25741/

А.Собко: О «нефтяной привязке» в европейских газовых контрактах. Это надолго, но не навсегда

Как известно, Евросоюз взял курс на либерализацию своего газового рынка. Одна из составляющих этого процесса – отказ от нефтяной индексации газовых цен и переход к привязке на основе биржевого (спотового) ценообразованию. Цена в этом случае формируется в центрах биржевой торговли (газовых хабах). В какой степени европейским регуляторам удаётся достичь задуманного? Ответ на этот вопрос не так прост, как может показаться – ведь точные условия долгосрочных газовых контрактов, как правило, не подлежат разглашению. Тем не менее такая попытка была сделана осенью прошлого года аналитиками Societe Generale. Согласно оценкам этого банка, в 2011 году на нефтяную индексацию приходилось около 58% от общего объема поставок, а в 2012 году – уже 55%. Соответственно, объем продаж со спотовой ценовой привязкой достиг 45%, то есть вплотную приближается к половине.

Тут надо сделать небольшое пояснение. Поставка газа с биржевой ценовой привязкой вовсе не означает, что весь этот газ покупается «на споте», то есть вне системы долгосрочных контрактов. Конечно, есть и непосредственно биржевые продажи, но их доля невелика. В эти 45% входят и поставки по долгосрочным контрактам, но уже с «газовой индексацией». Так, например, осенью прошлого года норвежская Statoil заключила договор с немецкой Wintershall о поставках в течение 10 лет 45 млрд кубометров газа (т.е. по 4,5 млрд кубометров в год) с ценовой привязкой к газовым хабам северо-западной Европы.

Statoil, на долю которого приходится около четверти европейских газовых поставок (у «Газпрома» примерно столько же), по некоторым оценкам, уже перевел на спотовую индексацию около половины своих объемов газа.

Еще одна оценка структуры газовых контрактов была сделана консалтинговой компанией Timera Energy на основе данных Reuters (на рисунке справа). Слева –визуализация рассмотренных выше оценок Societe Generale.

Газовый рынок континентальной Европы сейчас находится в процессе трансформации, а потому разобраться в деталях схем ценообразования пока непросто. Напротив, Великобритания значительно раньше начала либерализацию рынка, и, как считается, добилась того, что весь поставляемый газ идет с ценовой привязкой к котировкам на британском газовом хабе NBP (National Balance Point). Тем интересней замечание в комментарии Timera Energy о том, что такое допущение может быть слишком оптимистичным. А на деле до сих по часть старых долгосрочных контрактов по поставкам газа в Великобританию с шельфа Северного моря могут содержать нефтяную привязку.

А что же «Газпром»? Российский монополист считает (и справедливо), что ликвидности биржевых торгов пока недостаточно для перехода на новые механизмы ценообразования. Среди прочего одним из показателей ликвидности является объем финансовой надстройки: то есть отношение объемов торговли газом на хабе к объему реальных физических поставок (так называемый churn ratio). Минимальная отметка, при которой газовый хаб может считаться ликвидным, находится в районе 10-15. Такой показатель churn сейчас есть только на британском газовом рынке, на европейских хабах он пока значительно меньше. Для сравнения, на американском Henry Hub этот показатель составляет около 100, а для нефти, где финансовый рынок превалирует над физическим, он, вообще выше на порядки.

В результате «Газпром» разработал систему скидок, благодаря которой среднеевропейская цена монополии оказалась близка к биржевой. В то же время нефтяная привязка пока сохраняется. Любопытно, что, как недавно выяснилось, «Газпром» по результатам прошлого года сэкономил почти миллиард долларов. Ранее компания закладывала в свой бюджет-2012 так называемые ретроактивные платежи – компенсации за предоставленные задним числом скидки на газовые поставки прошлых лет. На такие платежи компания планировала потратить свыше 130 млрд рублей, но новые переговоры с европейскими контрагентами позволили сохранить около 30 млрд. Интересно, что покупатели попросили в обмен на отказ от части скидок? По данным газеты «Ведомости», уступкой со стороны «Газпрома» стало изменение уровня «бери-или-плати» в контрактах, а также сроки выплат.

В текущих условиях сохранять нефтяную привязку, даже снижая цены путем предоставления системы скидок, представляется разумным. Но в среднесрочной перспективе переход к газовой индексации станет неизбежным. В первую очередь потому, что цены на нефть могут заметно вырасти, а сам этот источник топлива будет уходить на вторые позиции. В свою очередь газовый рынок уже идет по тому пути, который в прошлом веке прошел рынок нефти. Евросоюзу нужно сначала самому решить проблемы со зрелостью своего газового рынка, прежде чем заставлять отказываться от нефтяной индексации внешних поставщиков. Но и нашим компаниям нужно активней развивать свои трейдинговые подразделения и приспосабливаться к изменениям на европейском рынке. В первую очередь для того, чтобы в будущем получить максимальные преимущества от работы в новых условиях.

http://www.odnako.org/blogs/show_25824/
— — — — — — — —
Ссылки в статье
http://www.timera-energy.com/uk-gas/gas-indexation-in-europe-a-tipping-point/
http://www.vedomosti.ru/companies/news/11765921/gazprom_sekonomil_milliard

— — — — — — — —
Прогноз сделанный в статье /»Это надолго, но не навсегда»/ базируется на некоторых не очевидных допущениях, в частности:
i/ Очень интересное, сильное и нетривиальное допущение, что ЕС — регион, зависимый от импорта энергоресурсов, сможет диктовать в долгосрочной перспективе свою волю энергоэкспортерам, при условии падении собственной добычи углеводородов и чудовищных экологических нормах, ограничивающих добычу и потребление угля.
Гораздо логичнее предположить, что Великобритания и Германия еще смогут диктовать свою волю, а у остальных дела пойдут не так хорошо

ii/ Очень сильное предположение об отвязке от нефтяных цен, высказанное как «Но в среднесрочной перспективе переход к газовой индексации станет неизбежным. В первую очередь потому, что цены на нефть могут заметно вырасти, а сам этот источник топлива будет уходить на вторые позиции»
Рост нефтяных цен в нынешних условиях может быть объяснен только однозначно — уменьшением добычи после нефтяного плато, достигнутого в условиях высоких цен на нефть

http://earlywarn.blogspot.ru/2013/05/april-oil-supply-little-changed.html


http://earlywarn.blogspot.ru/2013/05/oil-price-update.html

И в этих гипотетических условиях уменьшения добычи нефти соответствующее увеличение цен на газ, как на самый удобный и экологичный вид топлива, представляется весьма вероятным

iii/ Очень сильное и неочевидное предположение, что цены на различное топливо, приведенные к энергетическому эквиваленту должны значительно расходиться.
Если рассматривать данные по США, то значительное расхождение цен на различные виды топлива началось перед крахом клинтоновского пузыря доткомов и усилилось с бушевским пузырем недвижимости


http://iv-g.livejournal.com/874607.html

А. Собко: Новая жизнь украинских НПЗ

В ближайшее время после продолжительного простоя запускается Одесский НПЗ. Почему это важно, и какой в происходящем российский интерес – предлагаем обсудить.

Всего Украине в наследство от СССР досталось 6 нефтеперерабатывающих заводов: два на западе страны (Надворнянский и Драгобычский НПЗ), два на юге (Херсонский и Одесский), два на востоке (Лисичанский в Луганской области и Кременчугский). Историю их постсоветского развития часто сравнивают с историей белорусских НПЗ – причём исключительно в пользу последних.

Действительно, Минск сделал ставку на технологическое перевооружение своих заводов, инвестировал в это немаленькие средства. И сейчас технологический уровень белорусских заводов сравним с лучшими российскими НПЗ (и намного превосходит «худшие»), а белорусские нефтепродукты активно экспортируются на восточноевропейский и тот же украинский рынок.

Напротив, на Украине вливать большие деньги в модернизацию НПЗ в условиях постоянной неопределённости и специфической украинской демократии владельцы предприятий опасались. В результате из шести НПЗ в настоящее время работает всего один – Кременчугский, контролируемый группой «Приват». Его уровень оснащённости наиболее высокий. Ещё три завода – два западноукраинских и херсонский – находятся в настолько слабом техническом состоянии, что о скором запуске речи не идёт. Кроме того, уровень серы в топливе, которое могут производить западноукраинские НПЗ, уже не удовлетворяет даже минимальные требования. В результате в ближайшей перспективе представляется разумным запуск только двух заводов – Одесского и Лисичанского («Линик»).

Одесский НПЗ до недавнего времени принадлежал «Лукойлу». В 2009 году компания остановила НПЗ на ремонт, но фактически – из-за убыточности переработки. Открыться после ремонта завод так и не смог. И вот совсем недавно был продан группе «ВЕТЭК» («Восточноевропейская топливно-энергетическая компания»).

Появление группы «ВЕТЭК», активно и стремительно консолидирующей самые различные активы в области энергетики, – само по себе в известном роде феномен, ставший объектом множества журналистских расследований на Украине (например – раз, два). Но является ли номинальный владелец «ВЕТЭК» владельцем реальным, или кто-то из высшего руководства страны за ним стоит, в данном контексте не так важно.

Но важно то, что «ВЕТЭК», похоже, действительно обладает серьёзными лоббистскими возможностями во властных коридорах на самом высоком уровне. Так как без подобных возможностей запустить одесскую переработку было бы непросто: учитывая объективно сложную ситуацию с техническим оснащением заводов, необходимо получить различные налоговые послабления.

Но ещё важней другой фактор. Дело в том, что второй причиной нерентабельности Одесского НПЗ, помимо слабого технологического оснащения, стала позиция «Укртранснафты», которая в 2010 году отказалась перекачивать нефть для Одесского НПЗ по «Приднепровским магистралям», то есть поставлять российскую нефть с севера на юг – в Одессу. В то же время альтернативные маршруты – поставки той же российской нефти, но морем или через реверс «Одесса-Броды» – делали функционирование завода убыточным для «Лукойла».

Сейчас «магистрали» работают с юга на север в пользу Кременчугского НПЗ. Теоретически – они должны транспортировать азербайджанскую нефть с моря в Кременчуг, но практически почти не используются. «Злые языки» ещё тогда говорили, что принятое в пользу Кременчугского НПЗ решение в первую очередь направлено на ограничение доступа Одесского завода к дешёвой нефти и, таким образом является банальной борьбой с конкурентом.

И вот – административный ресурс «ВЕТЭК» уже даёт о себе знать. «Укртранснафта» готова рассмотреть вопрос о новой переориентации «Приднепровских магистралей» – теперь они могут быть вновь запущены с севера на юг, то есть в пользу Одесского НПЗ.

Но остаётся ещё и Лисичанский НПЗ. В последние годы его владельцем была ТНК-BP. Год назад завод также остановился из-за убыточности. ТНК-BP рассматривала возможность продажи этого актива, но после того, как сама была куплена «Роснефтью», ситуация изменилась. «Роснефть» передумала продавать предприятие, и сейчас обсуждается возможность создания СП с тем же «ВЕТЭКом». Не исключено, что и Одесский НПЗ будет работать также по схеме СП с «Роснефтью». В таком случае российское присутствие в украинской переработке вскоре вырастет – и через использование российской нефти, и через непосредственное участие «Роснефти» в переработке.

Мы уже неоднократно формулировали мнение: нефтегазовый экспорт и создание СП российских компаний в зарубежье (особенно – в ближнем) нужно рассматривать как рычаг в проведении внешней политики, и в первую очередь – интеграционных инициатив.

В этом контексте представляется интересным понаблюдать как за будущим «Линика» и Одесского НПЗ, так и за источниками нефтяных поставок. Ведь помимо российской Urals, Одесский НПЗ теоретически может использовать и другую нефть, например азербайджанскую.

Впрочем, и тут появляются различные подводные камни. Дополнительный спрос на российскую нефть означает снижение украинского спроса на белорусские нефтепродукты, для выработки которых также используется российское сырьё. Ещё сложнее ситуация может стать в случае (пока – гипотетическом) вступления Украины в Таможенный союз. В любом случае очевидно: разворачивается новый интересный сюжет российско-украинских отношений, связанный не с газом, но с нефтью и нефтепереработкой.
http://www.odnako.org/blogs/show_25242/

Ссылки в статье
http://glavcom.ua/articles/9655.html (+-)
http://forbes.ua/business/1341072-rassledovanie-gazovyj-korol-vseya-ukrainy (+)


http://www.denga.com.ua/images/stories/x/972_2009/karta_nefteprovody.jpg
http://oilreview.kiev.ua/2013/04/09/rosneft-i-ukrainskaya-vetek-dumayut-o-sozdanii-sp-na-baze-lisichanskogo-npz/ (-)

Комментарии на odnako
— Ув. Александр, я бы чуть-чуть поосторожничал с намеками насчет «втягивания» — уж больно зыбко это украинское болото. Кто реально стоит за «ВЭТЕК»ом, большая загадка. И пусть он даже с суперадминресурсом, «Приват» ему спокойно жить не даст, как не дадут и украинские импортеры готовых нефтепродуктов — это ж такой ломоть хлеба с маслом мимо рта. И ОНПЗ, и ЛНПЗ критически зависимы от «трубы», вернее, от направления потока в ней, а это значит, что их в любой момент можно «взять за горло», причем таких желающих на Украине пруд пруди. И с этим даже гигант «Роснефть» не справится — в свое время Украина даже сверхвыгодный контракт на газ торпедировала. Пока на Украине не появятся здоровые политики, видящие перспективу, а не доллар в «кишени», ничего не изменится.
— Реально за «ВЕТЕКом» стоит сын Януковича, отсюда и весь «гешефт».
— Выгоду даже после ассоциации с ЕС власть предержащие (читай Семья) будут иметь по любому, уже подмяли под себя пассажирские и грузовые перевозки, облэнерго, связь, ТЭЦ, НПЗ, Крым, черноземы по тихому дербанят и т.д. и какая им печаль, что народ бедствует. Тем более народ молча терпит. У Баранчика на этот счет неплохая статья http://www.imperiya.by/authorsanalytics19-16229.html
— В любом случае очевидно: разворачивается новый интересный сюжет российско-украинских отношений, связанный не с газом, но с нефтью и нефтепереработкой.
Этот сюжет развёрнут уже очень давно. Тот же Кременчугский НПЗ был отобран Украиной у Татнефти лет 5 назад и Татнефть сейчас готовит иск по этому поводу на пару бакинских ярдов… Так что Роснефти лезть в какие то СП с украинской стороной не стоило бы, ибо чревато боком. Самые яркие примеры чреватости : Одесский и Кременчугский НПЗ, Лугансктепловоз. Может хватит наступать на украинские грабли?
— Такие риски существуют, конечно. Но, «Роснефть» и «Татнефть» это все же две большие разницы
— проблема в том, насколько я понимаю, что укр. рук-во фактически не может влиять на неблизких к нему олигархов. В новом сюжете, олигархи очень даже близкие. Но в широком смысле, согласен, в условиях укр. демократии — любые долгосрочные инвестиции с кем бы то не было на паях крайне рискованны. Собственно и в тексте об этом есть. Но пока вроде как инвестиции особенно не нужны. Вот если модернизацию начнут реальную — тут конечно гарантий хотелось бы. По большому счету то, и с ГТС то же самое.
— Все эти разговоры из серии «Экономика всё решит» — рецидив вульгарного неомарксизма.
Между тем, прежде чем заниматься «укреплением экономических связей», неплохо бы осознать, что успехи в укреплении экономических отношений, жизненно важном для наших государств, невозможны при сформировании враждебного отношения к этому процессу в общественном сознании. А ведь Украина, в отличие от Российской Федерации, имеет структурированную и жестко выстроенную идеологическую конструкцию, воспринятую властной элитой, созданную в институтах зарубежной диаспоры, и краеугольным камнем которой является лозунг «Геть від Москви! (Прочь от Москвы!)». Почему-то мало кто задумывается, что вовсе не злой волей отдельных чиновников объясняются сотни неработающих соглашений в рамках СНГ или тягомотина с созданием газотранспортного консорциума.

А.Собко: Концепция поменялась. Почему Запад отменяет глобальное потепление

Глава Комиссии ООН по изменению климата Раджендра Пачаури признал, что в настоящее время зафиксирована 17-летняя пауза в глобальном повышении температуры и эта информация подтверждена Британской метеорологической службой.

Конечно, дальше начались оговорки, что для полноценных выводов необходимо как минимум 30-40 лет. Но главное сказано. Возможно, это и есть первые «вбросы», призванные постепенно «отменить» долгие годы внедряемую Западом теорию глобального потепления, вызываемого выбросами углекислого газа. Очень важно и то, что эти слова прозвучали из уст одного из адептов теории – в 2007 году вместе с Альбертом Гором за исследования в этой области Пачаури получил Нобелевскую премию (в составе группы экспертов).

Честно говоря, я ждал, когда подобные заявления начнут появляться. Все тенденции развития мировой экономики и энергетики говорят в пользу того, что Западу придется развернуть свою концепцию на 180 градусов.

Одна из целей внедрения теории глобального потепления была связана с тем, чтобы остановить прогресс в развивающихся странах. Ведь «золотой миллиард» практически достиг насыщения в своем уровне энергопотребления, а, кроме того, мог позволить себе «баловаться» с возобновляемыми источниками энергии. А вот страны развивающиеся надо было ограничить. В частности поэтому наиболее дешевый источник энергии — уголь — был назван самым грязным источникам топлива. На том основании, что при его сгорании действительно выделяется больше всего углекислоты на единицу полученной энергии.

Но сейчас всё меняется. Развитые страны затягивают пояса, сворачивают программы по субсидированию возобновляемой энергетики, и сами переходят с газа на уголь. Особенно это заметно в Европе. Примерно об этом мы уже писали в комментарии «Уголь против газа». В Штатах из-за сланцевой революции пока газ остается конкурентоспособен, но от «отмены» теории глобального потепления США тоже выиграют.

Есть и второй аспект, о котором тогда мы упомянули лишь вскользь, и предлагаем обратить внимание на него сейчас. Как раз именно с ним связан американский интерес.

По мере того, как нефти в мире становится все меньше, а импорт «черного золота» становится все дороже, растет значение нетрадиционных и трудноизвлекаемых запасов нефти. Такие запасы оказались в значительных количествах на североамериканском континенте. Это и нефть, добываемая из керогена (ее достаточно много в США), и битумные пески в Канаде. При этом добыча трудноизвлекаемых запасов такого типа связана со значительными затратами энергии.

Тут становится важен показатель энергоэффективности добычи – сколько единиц энергии можно получить, затратив одну единицу энергии. Этот показатель (отношение полученной энергии к затратам на ее получение) часто обозначается аббревиатурой EROEI (Energy return on energy investment). Во многих случаях при добыче подобных «сложных» запасов EROEI находится на уровне двух. То есть, чтобы получить две единицы энергии необходимо затратить одну. Для сравнения, традиционная добыча имеет даже в настоящее время энергетическую рентабельность около десяти и выше — то есть, затратив одну единицу можно получить десять. А раньше, на заре нефтедобычи, когда скважины фонтанировали, этот показатель был выше 100, то есть энергозатратами на добычу в данном случае можно было вообще пренебречь.

Допустим, энергорентабельность добычи равна двум. В модельном варианте, это означает, что, затратив один баррель нефти, мы можем добыть два барреля. Из этих двух баррелей, один баррель мы можем пустить на рынок, а второй баррель опять потратить на добычу еще двух. И так далее. Конечно, расточительно, но тем не менее, если запасы другим способом все равно не извлечь, то часть получаемой продукции можно потратить подобным образом. Но при этом, выбросы углекислого газа в случае использования такой нефти будут в два раза выше. Ведь, строго говоря, помимо сгорания нефтепродуктов непосредственно в автотранспорте, нужно учитывать и то топливо, которое было потрачено для добычи. А некоторые подобные месторождения имеют энергорентабельность даже меньше двух. В таком случае, реальная эмиссия углекислоты будет не в два, а в несколько раз больше. На избыточную эмиссию углекислоты при разработке подобных запасов вводятся специальные налоги. Все это повышает себестоимость добычи.

Можно привести и другие примеры. При этом сама борьба с выбросами углекислоты – удовольствие недешевое. Некоторое время назад были популярны проекты по созданию подземных хранилищ для CO2, было запущено несколько «пилотов», но с началом кризиса эта тема почему-то оказалась забытой.

Выход, который здесь напрашивается — «отменить» вредное воздействие углекислого газа. А для этого теорию глобального потепления следует признать несостоятельной. Сходу этого сделать не получится (ведь эта тема возводилась в абсолют многие десятилетия), но первые шаги в этом направлении похоже уже предпринимаются.

Конечно, в России многие и раньше критически относились к этой концепции. Для нас тут ничего нового нет. Но данная коллизия является хорошей иллюстрацией, как Запад подстраивает свои якобы научные теории или исследования под собственные политические интересы. К сожалению, по тем или иным причинам нам часто приходится пользоваться иностранными прогнозами и исследованиями. Используя их, в то же время необходимо отдавать себе отчет в том, кем они пишутся и какие побочные цели могут преследовать.
http://www.odnako.org/blogs/show_24189/

NGL

Излишне говорить, что нефтяная независимость (или наоборот — зависимость) Соединенных Штатов окажет существенное влияние и на всю мировую экономику, и на политику. На экономику — так как Штаты являются крупнейшими потребителями нефти и снижение импорта может привести к падению мировых нефтяных котировок. На политику — потому что возможная самодостаточность США по нефти приведет к тому, что Вашингтон уже не будет с нынешней заинтересованностью контролировать Ближний Восток.

В настоящее время Соединенные Штаты потребляют около 19 млн баррелей в день различных видов жидкого топлива. Из них собственное производство составляет около 10 млн баррелей. В дальнейшем планируется рост собственной добычи на фоне стагнирующего спроса. Это дает основания говорить о снижении нефтяной зависимости США. Однако далеко не все производимое в США жидкое топливо равноценно по своему составу и областям применения. Если посмотреть на детализацию долгосрочного прогноза производства жидкого топлива в США, то, как видно из графика 1, собственно на нефть приходится всего лишь 6 млн баррелей в сутки. Правда, в самое последнее время за счет разработки сланцевых запасов начался постепенный рост именно нефтяной добычи: сейчас США добывают уже 7 млн баррелей нефти в день. Эти данные, видимо, еще не попали в текущий прогноз. Но в текущем материале мы бы хотели обратить основное внимание на колонку NGL — вторую по объему добычи после традиционной нефти. Ведь именно производство NGL значительно вырастет в ближайшие годы. Но сможет ли рост добычи этого сырья снизить проблемы нефтяной зависимости Соединенных Штатов?

Что это такое…
NGL — это так называемые жидкие фракции природного газа, или в англоязычной классификации — Natural Gas Liquids (NGL).

Так как речь в дальнейшем пойдет в основном об американском рынке, мы будем использовать данное сокращение.

Напомним, что основной компонент природного газа — метан (CH4). В то же время в составе некоторых газовых месторождений присутствуют и другие углеводороды: этан (C2H6), пропан (С3H8), бутан (С4H10), пентан (С5H12), а также углеводороды с большим числом углеродных атомов (С5+). Напомним, что нефть состоит преимущественно из углеводородов с еще большим числом углеродных атомов — от 6 до 20. Таким образом, жидкие фракции природного газа занимают промежуточное положение между самим природным газом (метаном) и нефтью. ≪Промежуточный≫ химический состав этих соединений находит свое отражение и в свойствах веществ, и в их применении.

Почему эти фракции называются жидкими, если, казалось бы, они добываются в газообразном виде вместе с природным газом? Дело в том, что под землей, в газовом коллекторе, температура достаточно высока, поэтому там все соединения находятся в газообразном состоянии. А когда попадают на поверхность земли и остывают — пентан и более длинные NGL конденсируются.

Оттуда и еще одно название этих компонентов — конденсат или газоконденсат. Этан, пропан и бутан — при нормальных температурах и давлении — все же газы, хотя и относительно легко сжижаемые (чем больше число атомов углерода, тем легче сжижается углеводород). Поэтому этан, пропан, бутан отделить от основного компонента природного газа (метана) несколько сложнее, этим приходится заниматься на газоперерабатывающих заводах. В России эту группу энергоресурсов часто называют ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов). Если же мы говорим только о пропан-бутановой смеси, то ее частое название — СУГ (сжиженные углеводородные газы). СУГ иногда путают с СПГ (сжиженный природный газ, то есть метан), чего делать не следует. Англоязычный аналог сокращения СУГ — LPG (Liquid Petroleum Gases). Для самой тяжелой фракции NGL — С5+, или конденсата, существует также англоязычный термин Natural gasoline.

Как читатель уже понял, определенные терминологические пересечения, если не сказать путаница, здесь действительно существуют. Мы еще вернемся к этому ниже.

…И с чем его «едят»?
Где используются NGL? В первую очередь сферу их применения можно разделить на две принципиально разных отрасли.

Первое — это нефтехимия, то есть производство полимеров и других синтетических материалов.

Вторая сфера применения — в качестве источников энергии. Конкретная отрасль зависит от типа углеводородов. Так, пентан и более длинные углеводороды непосредственно смешиваются с продуктами перегонки нефти при производстве бензина.

Пропан и бутан также иногда применяют в качестве моторного топлива, кроме того, важная сфера применения пропана — в качестве топлива для обогрева и бытовых целей в районах, не затронутых централизованной системой газоснабжения. Хотя и пропан, и бутан — газы, уже при относительно небольшом давлении и комнатной температуре они сжижаются, поэтому могут транспортироваться в баллонах.

Этан уже сжижается значительно хуже, поэтому подобным образом не используется. Основная область применения этана — нефтехимия. Кроме того, в ряде случаев при переработке природного газа выгоднее оказывается не выделять отдельно этан, а продавать его вместе с метаном. Выделение этана довольно затратно, а кроме того, его стоимость — самая низкая среди NGL.

Из вышесказанного ясно, что цены на разные NGL отличаются. Так как нефть в настоящее время значительно дороже природного газа, то вещества наиболее близкие по составу к нефти (пентан и более длинные NGL) фактически стоят примерно так же, как нефть, и даже дороже (ведь в нефти всегда есть слишком тяжелые фракции, которые удешевляют ее стоимость). Напротив, стоимость этана немногим выше цен на природный газ. На графике 2 представлены цены на различные виды NGL в сравнении с ценами на нефть и газ (в расчете на единицу теплотворной способности) на начало февраля 2012 года.

Парадоксы статистики
Теперь, учитывая вышесказанное, вернемся к графику 1. Основной рост производства жидкого топлива в США обеспечат как раз NGL. А это, как мы поняли, строго говоря, далеко не всегда означает увеличение объема топлива, используемого для транспортных средств.

Кроме того, на самом деле доля углеводородных газов на данном графике еще больше. Одна из особенностей учета американской статистики состоит в том, что по разделу NGL записывают только углеводороды С2-С4, в то время как С5+ (так называемый Lease condensate) учитывается вместе с добычей нефти. В то же время конденсат хотя и смешивается с нефтепродуктами для получения бензина сам по себе не может заменить бензин из-за низкого октанового числа.

Мы уже упоминали, что фактор, который не вошел в этот, видимо, достаточно консервативный прогноз (график 1), — рост добычи сланцевой нефти, который наблюдается в последнее время. Если еще недавно добыча нефти в США находилась на уровне 6 млн баррелей в день, то в начале января из-за фактора сланцевой добычи производство нефти достигло 7 млн баррелей в день, что является рекордным с 1992 года значением. Пока трудно говорить, насколько сильно сланцевая добыча нефти повлияет на суммарный баланс. Умеренно оптимистичные прогнозы предполагают, что через несколько лет США из сланцевых месторождений будут добывать еще дополнительно 3 млн баррелей в день. В то же время, по экспертным оценкам, из этих 3 млн баррелей собственно на нефть придется 2 млн, а 1 млн баррелей — это опять-таки NGL. Таким образом, если масштабная сланцевая добыча нефти состоится, то на графике 1 можно добавить еще 3 млн баррелей, но только 2 млн баррелей по разделу «нефть» и 1 млн баррелей — в раздел NGL.

Фактически США уже стали самодостаточными по NGL и, возможно, в будущем смогут даже стать заметным экспортером этого ресурса. Хотя пока объемы экспорта невелики (график 3), но в последние годы наблюдается стремительный рост этого показателя. Согласно прогнозам, к 2015 году примерно половина добываемого в США пропана пойдет на экспорт, бутан и конденсат также будут экспортироваться, хотя и в меньших масштабах. Таким образом, складывается отчасти парадоксальная ситуация. Соединенные Штаты производят все больше жидкого топлива, но структура этого производства такова, что на фоне сохранения значительного импорта, часть топлива оказывается в излишке. Все это усложняет оценку импортозависимости Соединенных Штатов по жидкому топливу. Добавим к этому, что в 2011 году США впервые с 1949 года стали неттоэкспортером нефтепродуктов, то есть экспорт нефтепродуктов превысил импорт на 440 тыс. баррелей в день.

В мире — те же проблемы
Не менее важно, что те же тенденции (то есть рост доли NGL в общем объеме так называемой «нефтедобычи») характерны и для всей мировой экономики. И может быть, даже в большей степени. Дело в том, что NGL не входит в квоты ОПЕК, поэтому ближневосточные страны в добыче и экспорте этих соединений не связаны никакими обязательствами. К 2030 году, согласно прогнозам Международного энергетического агентства (IEA), добыча NGL в мировом масштабе достигнет 20 млн баррелей в день — это весьма существенный рост по сравнению с 12 млн в 2011 году.

Фактически по отношению к «традиционной» нефти мир уже прошел так называемый «пик нефти». И в дальнейшем добыча такой нефти будет стагнировать. А если исключить из «традиционной» нефти глубоководную добычу — даже снижаться. Поэтому весь будущий рост производства жидкого топлива — это в той или иной степени «нетрадиционные» варианты: сланцевая добыча, производство нефти из битумных песков, и в первую очередь (по объемам добычи) — NGL.

Таким образом, NGL, очевидно, будут играть в ближайшие годы все большую роль в энергетическом балансе. При этом, хотя традиционно они идут по разряду жидкого топлива, далеко не полностью NGL можно использовать для производства бензина или дизтоплива.

Казалось бы, очевидная альтернатива — развивать транспортные средства, непосредственно работающие на этих легких углеводородах. Но пока, как и в случае других альтернативных источников топлива для транспорта, использование NGL сдерживается крайне неразвитой инфраструктурой, и в первую очередь сетью заправочных станций. Более или менее активно пропанбутановая смесь (так называемый «автогаз») на транспорте используется лишь в нескольких странах — в Турции, Южной Корее, Австралии и некоторых других.

В мировом масштабе текущие прогнозы пока крайне умеренно оценивают перспективы подобного решения проблемы: даже через 10–20 лет доля таких транспортных средств, как ожидается, составит менее 5%. Возможно, что слабое развитие автотранспорта на пропан-бутановой смеси связано с тем, что цены на СУГ незначительно отличаются от нефтяных. Таким образом, существенной экономической выгоды при переходе на подобный транспорт потребители пока не видят. В то же время рост добычи NGL на фоне дефицита традиционной нефти может привести уже к ощутимым различиям в стоимости, что сделает переход на пропанбутановую смесь в сфере транспорта более стремительным, чем ожидается в текущих прогнозах.

В нашей стране пока большая часть добываемого газа — «сухой» газ, то есть содержащий преимущественно метан. Такого газа около 75% от всей добычи. Тем не менее за счет газоконденсатных месторождений, а также благодаря выделению легких углеводородов при добыче нефти (попутный газ) производство СУГ в России в настоящее время составляет около 12 млн тонн в год (для сравнения: нефти, включая конденсат, — свыше 500 млн тонн в год). Из них на экспорт пока идет 2–3 млн тонн СУГ в год.

В то же время в дальнейшем эта ситуация начнет меняться: доля «жирного» газа, содержащего попутные углеводороды, будет расти. Это приведет и к росту производства легких углеводородных газов, что, в свою очередь, потребует и развития соответствующей переработки такого «жирного» газа, появления новых газохимических производств, четкой стратегии по использованию и возможному экспорту сжиженных углеводородных газов.
http://www.odnako.org/magazine/material/show_23242/

— — —

eia.gov: What are natural gas liquids and how are they used?

— — —
2012
theoildrum, eia: нефть и другие жидкости

А.Собко: Дождётся ли Европа «альтернативного газа» и когда

На днях по лентам информагенств прошла любопытная новость – Турция хочет импортировать дополнительные 6 млрд кубометров газа в форме СПГ. И даже рассматривает возможность строительства еще одного терминала по приемке сжиженного газа. Два терминала у Турции, общей мощностью 12 млрд кубометров, уже есть. Причем в настоящее время они используются только на половину. Одновременно стало известно, что Анкара намерена продлить все истекающие старые контракты на поставки СПГ.

Что же здесь необычного? Казалось бы, страна, где наблюдается постоянный рост спроса на природный газ, планирует необходимые будущие объемы импорта. Странность, однако, заключается в том, что даже в случае достаточно динамичного развития турецкой экономики уже подписанных газовых контрактов должно хватить как минимум до 2020 года. А для нынешнего уровня потребления газа текущий объем контрактов даже избыточен. К примеру, в настоящее время даже транспортные мощности, доставляющие российский газ (16 млрд – «Голубой поток» + 14 млрд по западному направлению — в сумме 30 млрд кубометров) остаются несколько недозагруженными – в 2011 году турецкий импорт российского газа составлял 24 млрд кубометров. А около года назад турецкая государственная Botas отказалась продлевать контракт с «Газпромом» на 6 млрд кубометров. Правда, эти объемы с удовольствием забрали на себя независимые газовые компании. Ну и вообще, последние годы Турция всячески намекала, что хочет снизить газовую зависимость от России, и по минимуму выбирала контрактные объемы. Может быть, дело в том, чтобы отказаться от российского газа в пользу СПГ?

Нет, напротив, в декабре, во время визита Владимира Путина в Турцию, был поднят вопрос о заключении контрактов на дополнительные 3 млрд кубометров газа. Рассматривались вопросы увеличения транзитных возможностей – то есть речь идет именно о новых контрактах, а не об увеличении текущих поставок в рамках старых договоров (объем которых строго соответствует транспортным мощностям).

Таким образом, в сумме с анонсируемыми планами по новым поставкам СПГ речь идет о 9 млрд кубометров дополнительного импорта. И это не говоря уже о возможном росте в рамках повышения выборки российского газа в текущих контрактах, а также более активного использования существующих СПГ-терминалов.

Один из возможных ответов, который объясняет неожиданную активность Турции по поиску новых источников природного газа, таков: Анкара просто не надеется вовремя получить азербайджанский газ.

Напомним, что одним из основных источников удовлетворения растущего спроса Турции на газ считаются новые поставки азербайджанского топлива. В свою очередь, этот дополнительный азербайджанский газ должен будет добываться в рамках второй фазы разработки месторождения Шах-Дениз. (сейчас Азербайджан экспортирует в Турцию около 4 млрд кубометров газа ежегодно) По планам, уже где-то с 2018 года Турция должна начать получать газ с Шах-Дениз 2 в объеме 6 млрд кубометров в год. А чуть позже добыча на должна вырасти еще на 10 млрд кубометров, но этот газ уже предназначается для ЕС. Именно эти 16 млрд кубометров и должны заполнить, как планируется, газопровод TANAP – «облегченную» версию Nabucco.

Проблема, однако, заключается в том, что сроки разработки второй стадии Шах-Дениз неоднократно откладывались, а планируемые инвестиции в проект все время растут. Независимые эксперты и сейчас не уверены, что нынешние заявленные сроки окажутся реализованными. И в этом случае, вышеописанные действия Турции говорят в пользу того, что так оно и произойдет.

Позиция Турции вызывает удивление и потому, что на долгосрочные планы Баку по экспорту газа еще более масштабны. Если в настоящее время Азербайджан производит около 17 млрд кубометров товарного газа в год (из них на экспорт идет 10 млрд), то к 2025 году страна планирует нарастить добычу как минимум до 40 млрд кубометров, довеля экспортные объемы как минимум до 30 млрд кубометров. А с точки зрения геополитики, сделать своим ключевым газовым поставщиком Азербайджан для Турции представляется наиболее разумным. Да, конечно, транспортировать газ с Востока на Запад страны накладно. Но и СПГ обычно оказывается дороже трубопроводного газа.

Ну и кое-что по ценам. На днях стало известно, почём Азербайджан продает газ Турции в настоящее время – по 350 долларов за тысячу кубометров. Из данных того же источника следует, что российский газ обходится Анкаре в 400 долларов, а вот иранский, несмотря на предопределенную нестабильность своих поставок, аж в 500 долларов за тысячу кубометров.

В какую цену обойдется азербайджанский газ Евросоюзу, пока остается неясным. Если голубое топливо будет стоить для ЕС столько же, сколько и для Турции (350 долл) плюс транспортные расходы, то в ЕС цена этого газа будет выше 400 долларов за тысячу кубометров. Кстати, оценка стоимости TANAP недавно выросла с 7 до 10 млрд долларов. При том, что проект лишь недавно стали рассматривать серьёзно (когда в его пользу фактически отказались от Nabucco). Азербайджанский газ в Европу, наверное, всё же пойдет, но не очень скоро и не очень дешево. А каспийский «козырь» ЕС в постоянном газовом торге с Россией не сыграет еще долго.
http://www.odnako.org/blogs/show_23264/