Энергия вокруг нас

2021-04-15 12:00:50 Удои утроятся
Какие проекты стоят за планами по кратному увеличению производства нефтехимической продукции?

Россия планирует к 2030 году нарастить свою долю на мировом нефтегазохимическом рынке до 7-8%. Об этом сообщил замминистра энергетики РФ Павел Сорокин. Нефтехимия может принести от $9 млрд до $18 млрд дополнительного несырьевого экспорта в год за счет выпуска 8 – 16 млн тонн продукции.

Если говорить о цифрах по итогам 2020 года, то в нашей стране было произведено 6,8 млн т крупнотоннажных полимеров (полиэтилен, полипропилен, ПВХ, полистирол, ПЭТФ) или 8,1 млн т с учётом синтетических каучуков.

О перспективах. Сначала — практически гарантированные объемы.

1) Уже строящийся "Амурский ГХК" даст 2,7 млн т продукции — 2,3 млн т ПЭ и 400 тыс. т ПП.
2) "Балтийский ГХК", который вероятно будет полностью запущен после 2025 года — до 3 млн т ПЭ.
3) Ещё одно строящееся производство - "Иркутский завод полимеров" — 650 тыс. т ПЭ в год.

Эти три проекта ответственны и за кратный рост объёмов переработки этана. На "Амурском ГХК" будет вовлекаться свыше 2 млн т этана, на "Балтийском ГХК" — 3,6 млн т, на "Иркутском заводе полимеров" - до 900 тыс. т. В сумме — 6,5 млн т.

На "Нижнекамскнефтехиме" строится пиролиз (на нафте), мощность по этилену 600 тыс. т, кроме того будет производиться ещё 270 тыс. т пропилена, а также 248 тыс. т. бензола, 89 тыс. т бутадиена. Большая часть этих продуктов пойдёт на производство полимеров, в любом случае, всё это — нефтехимическая продукция.

Итого: 6,35 млн т по первым трем исключительно полимерным проектам + 1,2 млн т продукты пиролиза на НКНХ = 7,55 млн т.

Наконец, ещё есть и среднетоннажная химия. Например, строится производство малеинового ангидрида компании "Сибур" (45 тыс. т). Тут нужно отметить, что "Казаньоргсинтез" готовится к строительству своего производства сэвилена (этиленвинилацетат, 100 тыс. т), но пока учитывать этот проект не стоит, т. к. существует вероятность двойного счета: если этилен в качестве сырья будет использоваться с уже упомянутого нового комплекса НКНХ.

В любом случае, практически гарантированных без малого 8 млн т новой нефтехимической продукции к 2030 году у нас набирается.

Что касается вероятных проектов, то здесь, конечно, существует простор для спекуляций.

1) 500 тыс. т полипропилена на Нижегородском НПЗ "Лукойла" (FID ожидается в 2022 году, возможно этот проект можно учитывать и в гарантированных объемах).
2) 1 млн т продукции "Газпром нефтехим Салават" (в сумме полиэтилена и полипропилена)
3) Еще 1,2 млн тонн продукции на втором этиленовом комплексе НКНХ.
4) До 3,4 млн т продуктов нефтехимии на "Восточной нефтехимической компании".
5) Недавние новости о планах по строительству нефтехимического завода в Удмуртии, на нефтяном сырье (до 2 млн т сырья, можно ожидать выход около 1,5 млн т продукции)

Итого: 7,6 млн т. С учетом возможных небольших расширений на некоторых действующих производствах
(например, на "Ставролене" +100-200 тыс. т к действующим мощностям) вот так получаются еще 8 млн т. Можно вспомнить и о проекте "КИК" в Астраханской области на 650 тыс. т ПВХ.
Напомним, что также обсуждается возможность монетизации запасов жирного газа полуострова Ямал (прорабатываются различные варианты — строительство нефтехимического производства непосредственно на полуострове или вывоз сырья в более удобные регионы), но вероятно, в этом случае заводы будут запущены уже после 2030 года.

Чуть подробнее и рисунками - в колонке RUPEC. Открыть/Комментировать

2021-04-15 12:00:33 написал нано-заметку по строящимся и запланированным нефтехимическим производствам Открыть/Комментировать

2021-04-14 18:08:26 СИБУР разрушает западную монополию на антипирены

Антипирены — вещества, предохраняющие материалы от воспламенения и самостоятельного горения. В контексте полимерного рынка эти добавки особенно актуальны для производителей теплоизоляционных материалов, вспененного и экструдированного полистирола (ПСВ, ЭППС). Крупнейшим российским производителям ПСВ и ЭППС приходится сейчас закупать дорогостоящие зарубежные антипирены на олигопольном рынке.

Суммарный объем потребления в РФ составляет в среднем 1040 тонн антипирена в год на фоне глобального спроса в 40 000 тонн в год. Но начиная с 2020 года из-за высокой стоимости полимерного антипирена, часть российских потребителей была вынуждена переходить на олигомерные антипирены, которые находятся в списке веществ, рассматриваемых к запрету использования в ЕС и восточной Европе. В перспективе это могло привести к ограничению продаж отечественных производителей ПСВ на экспорт.

Например, популярный неполимерный антипирен, гексабромциклододекан (HBCD) запрещён в производстве и использовании в Японии с 2014 года, в Канаде с 2017 года. В США и Европе замещение HBCD активно идет с 2016 года и полностью завершится к 2021. В Китае на текущий момент основное производство HBCD прекращено, на складах лежат остатки ранее наработанной продукции, идёт процесс замещения.

Полноценная замена HBCD: бутадиен-стирол-бромированный сополимер PolyFR (полимерный антипирен). Он наиболее безвреден, поэтому нет предпосылок по исключению из списка разрешенных антипиренов. Но только два производителя в мире (Lanxess и ICL) производят PolyFR по лицензии Dow, которая разрабатывала технологию в течение десяти лет и закрыла её патентами.

На этом фоне создание отечественного производства единственного рекомендованного в ЕС полимерного антипирена делает заявку на разрушение западной монополии на этот продукт.
Специалисты НИОСТ (R&D-подразделение СИБУРа) завершили работы по созданию собственного полимерного антипирена, который необходим для производства теплоизоляционных материалов и соответствует самым высоким требованиям к их безопасности и экологичности. Разработка ученых СИБУРа ничем не уступает аналогам из Европы и Азии и внесена Роспатентом в список ТОП-10 изобретений России 2020 года.

Первые поставки отечественного антипирена планируется начать уже во втором квартале этого года, а в перспективе их объем будет доведён до 4 500 тонн в год. Как видно, потенциальные объёмы производства почти в четыре раза превышают внутренний спрос, а значит, значительная часть их будет экспортироваться. Среди возможных направлений экспорта полимерного антипирена из России - Европа и Китай, у которого собственных технологий получения такой добавки нет. Суммарный объем потребления антипирена в Европе, Турции и России составляет около 15 000 тонн в год. Открыть/Комментировать

2021-04-12 11:05:47 Иллюстрация к обзору. Вот как выглядел украинский транзит в 1м квартале в последние годы. В 2021 году - минимум. Помогло переключение части южных объёмов транзита на Турецкий поток, плюс то, что ГП "потворствовал" отбору из европейских ПХГ. Обидно, конечно, что забронировали лишнего. Открыть/Комментировать

2021-04-12 10:59:25 Очередной обзор газовых рынков. Henry Hub: минус 0,1 до $2,5/млн БТЕ. Биржевая цена в Европе осталась на отметке $6,6/млн БТЕ. Спотовая цена поставки СПГ в Азии с поставкой в мае заметно выросла на 0,4 до $7,3/млн БТЕ. Различные подробности — в тексте, здесь же в этот раз выделю два сюжета.

1. Украинский транзит: «Газпром» переплатил за первый квартал
Оператор ГТС Украины опубликовал агрегированную статистику по транзиту за 1ый квартал. Транзит газа находится на минимальном за последние годы уровне. Напомним, что оплаченный (качай-или-плати) объём транзита составляет 40 млрд в год, равномерно распределённый по дням. Это — около 10 млрд куб.м за квартал (но в 1м квартале чуть меньше, за счёт того, что в нём 90 из 365 дней). Прокачка же составила 10,4 млрд, всего на 5% (около 500 млн куб.м) больше обязательных объёмов. Это связано в том числе и с тем, что «Газпром» дал возможность европейским потребителям максимально опустошить хранилища.

Но есть и негативный аспект. Забронированные дополнительные мощности составили 2,1 млрд кубометров. То есть «Газпром» переплатил за неиспользованную возможность транзита примерно 1,6 (2,1-0,5) млрд кубометров газа. В зависимости от условий бронирования применяется повышающий коэффициент к базовому тарифу, избыточные расходы можно оценить в сумму не менее $50 млн. Возможно «Газпрому» было бы правильнее бронировать мощности в ежесуточном режиме — повышающий коэффициент чуть выше, зато не было бы такого высокого уровня недоиспользования.

2. О связи природного газа, водорода и CCS
Сейчас мы всё чаще слышим о глобальных CCS-проектах (улавливание и захоронение СО2), хотя действующие мощности (40 млн т) в масштабах мировой энергетике совершенно смешные — на уровне пилотных проектов.
Но если подходить к будущей полной декарбонизации мировой энергетике как к данности, то технологии CCS - практически единственный вариант для производителей углеводородов остаться на рынке.
Проектам помогает рост стоимости выбросов углекислоты (в ЕС — уже около $50 за тонну). В США существует налоговый вычет в $35-$50 за тонну захороненного углекислого газа, обсуждается возможность таких вычетов в Канаде.

На другой чаше весов — себестоимость CCS. И здесь главное то, что она может варьироваться в очень широких пределах. Себестоимость состоит из цены закачки и хранения CO2 (обычно это небольшие суммы на уровне $10), транспортировки (здесь большой разброс, от единиц-десятков долларов, если все места для захоронения рядом до сотен, если место захоронения далеко) и непосредственно улавливания (от 50 до 100+ долларов за тонну).
Стоимость улавливание зависит от процесса. Например, она низка при производстве аммиака (а значит и водорода, который является промежуточным продуктом при синтезе аммиака), но намного выше при улавливании углекислоты получающейся при сгорании газа уже на ТЭС.

Из этого следует, что с точки зрения технологий CCS, производство голубого водорода из природного газа может оказаться по полной себестоимости более удачным вариантом, чем сжигание природного газа с последующим улавливанием углекислоты. Конечно, схема «водород+ccs» имеет и минусы: конверсия газа в водород сопровождается потерями, а транспортировка водорода окажется дороже, чем транспорт газа.
Другой аспект - транспортные расходы. Наблюдатели уже рисуют проекты когда природный газ будет транспортироваться по новым трубопроводам с новых месторождений в России в Европу, а углекислота - возвращаться по старым трубам укрГТС (удобно: о возможных утечках можно сильно не думать) в район отработанных российских газовых месторождений, куда можно закачивать углекислоту.
Но взлетит ли такой проект на практике? Очень дорогая транспортировка CO2 (при том, что углекислого газа нужно вернуть по массе в 2,8 раз больше, чем забрали метана). Но что только не придумают, чтобы найти задачу для украинской ГТС. Подробнее — в тексте.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/globalnyj-spros-na-spg-rastet/ Открыть/Комментировать

2021-04-08 13:53:12 Обсуждение рекордных цен (в феврале-марте) на сжиженные углеводородные газы (СУГ) в России — последнее время популярная тема, освещаемая в том числе и RUPEC. В дискуссии между производителями и потребителями в этот раз ФАС скорее встала на сторону первых, отметив, что низкие температуры стали этой зимой одной из причин роста цен на СУГ, которые используются для в том числе для отопления домов.
Как сообщает ТАСС, среднемесячная температура воздуха в России в феврале оказалась ниже нормы впервые за 9 лет. В связи с этим зима 2020-2021 года в России также оказалась аномально холодной.
Напомним, что на коммунально-бытовые нужды (правда, сюда входит и СУГ для транспортного сектора) приходится около трети от общего объёма производства СУГ в России.

Рисунок: Аналитический центр ТЭК РЭА Открыть/Комментировать

2021-04-08 11:06:57 Минутка дружеской рекламы, для интересующихся водородной энергетикой. Своё мероприятие по этой теме проводит Российско-Германская внешнеторговая палата:

22 апреля Российско-Германская внешнеторговая палата (ВТП) организует панельную дискуссию по водородной энергетике. Мероприятие пройдет в рамках 18-й Недели Германии в Санкт-Петербурге. Приглашаем к участию экспертов, представителей бизнеса и исследовательских сообществ. Офлайн-сессия состоится в офисе компании Deutsche Telekom IT Solutions (Санкт-Петербург, 13-ая линия В.О., 14). Подробная информация и форма регистрации доступны на сайте ВТП. Открыть/Комментировать

2021-04-05 11:57:31 Открыть/Комментировать

2021-04-05 11:54:20 Очередной обзор газовых рынков на этот раз полностью посвящён вопросам СПГ, всё как мы любим.
Henry Hub (рынок США) — та же цена $2,6/млн БТЕ. Биржевая цена на газ в Европе (TTF) выросла на 0,1 до $6,6/млн БТЕ. Спотовая цена СПГ в Азии с поставкой в мае выросла на 0,1 до $6,9/млн БТЕ. Котировки достаточно высоки для текущего сезона, их поддерживает устойчиво дорогая нефть и необходимость возобновления запасов как в европейских ПХГ, так и в хранилищах СПГ в Азии.
Число работающих буровых на газ в США после нахождения в течение трёх недель на отметке в 92, снизилось на 1 единицу до отметки 91. Буровая «ушла» со сланцевого месторождения Haynesville.

Reuters справедливо отмечает, что экспорт СПГ становится важным фактором при балансировки газового рынка США. К концу текущего года ожидается, что экспорт составит около 10% от добычи (для грубой оценки, легко запомнить — речь идёт 100 с лишним млрд куб.м экспорта СПГ при 1+ трлн куб.м собственной добычи). Но пока нет причин ожидать снижения поставок: напомним, что экспорт СПГ будет продолжаться даже если покупатели получают только операционную прибыль (но убыток по полным затратам), т. к. заводы уже построены, а мощности оплачены по принципу «сжижай-или-плати». При ценах в США даже $3/млн БТЕ c учётом 15% расходов на сжижение, и скажем $1 доставки в Европу (сейчас цена транспортировки даже ниже), экспорт останется выгоден на операционном уровне при ценах в ЕС свыше $4,5/млн БТЕ.

Ценообразование на рынках СПГ
Total и китайская Shenergy заключили 20-летний контракт на поставку 1,4 млн т в год СПГ в КНР. Кроме того, компании создали СП по дистрибуции газа. Любопытно, что чуть ранее с той же Shenergy (а компания эта не самая известная, она за пределами «большой китайской тройки» - CNPC, CNOOC, Sinopec) заключил договор (правда небольшой по 200 тыс. т в год на 15 лет) и российский «Новатэк». Напомним, что Total является партнёром и совладельцем «Новатэка», а также и инвестором в российские арктические СПГ-проекты («Ямал СПГ», «Арктик СПГ-2»). Совпадение?
Появляется много новостей о заключении долгосрочных контрактов на поставку СПГ. С одной стороны, мы видим и рост доли спотовых продаж, как отражение растущей гибкости рынка СПГ. С другой стороны, после ценового всплеска на спотовом рынке этой зимой, импортёры больше стали задумываться о долгосрочных контрактах. Для производителей в условиях высокой конкуренции, долгосрочный контракт - это гарантированный сбыт. В 2019 году на долю спотового рынка пришлось 27%.
В долгосрочном контракте в АТР возможна не только нефтяная привязка (хотя она пока преобладает). Существуют варианты: привязкой к Henry Hub уже никого не удивишь, в единичных вариантах появляется и привязка к ценам спотового рынка АТР.

Но полноценной биржевой торговли СПГ в АТР пока нет, в определении спотовой цены приходится ориентироваться на индексы, которые поставляют ценовые агентства. Один из показателей ликвидности и доверия к таким ценовым индексам — биржевая торговля производными на них. Для самого популярного индекса — JKM (агентство Platts) объём торгов фьючерсами в марте составил 15,3 млн т СПГ или около 80 тыс. лотов. Этот объём соответствует годовому объёму в 184 млн т.
Во-первых, здесь мы видим очень стремительный рост торговли этим фьючерсным контрактом. Самых свежих данных пока нет, но график за период 2017-2019 годов говорит сам за себя.

Второе. Показатель зрелости биржевой торговли газом — т. н. churn rate – отношение объёма торгов на финансовом рынке к объёму торгов на физическом. Считается, что рынок ликвиден, если это отношение выше 10, а желательно 15. Объём спотовой торговли в АТР составляет около 20 млн т в год. В таком случае churn rate для индекса JKM составит 9! Это уже очень близко к формированию полноценного ликвидного рынка, что может привести к увеличению числа контрактов с привязкой к JKM.
То что не вошло в анонс, плюс подробности, картинки и гиперссылки — традиционно в тексте https://gasandmoney.ru/tendenczii/eksport-spg-balansiruet-rynok/ Открыть/Комментировать

2021-04-02 18:24:08 Последнее время много разговоров про окупаемость "своей" солнечной/ветровой электроэнергии для частного сектора и особенного малого и среднего бизнеса. Т.к. тариф для последней категории уже достаточно высок, то СЭС и ВЭС в некоторых случаях оказывается сравнимы, а то даже дешевле, чем электричество из розетки.

На этом фоне как-то даже неудобно напоминать, что такой ценовой паритет связан исключительно с тем, что в цене сетевой энергии значительный вклад (около половины) — это стоимость передачи энергии по магистральным и особенно распределительным сетям. Если всё большее число потребителей будет переходит на распределённую генерацию, расходы на сети будут сначала перекладываться на прочих участников рынка, но в конечном счёте будут выделены в отдельную графу, условно «плата за доступ к сети». И тогда — либо не имей резерва из сети (а значит — ставь свою аккумуляцию, и получай совсем другую конечную цену), либо плати за линию, что опять-таки повышает полную себестоимость распределённой генерации.

Предполагаю, что в последнюю очередь (а возможно и никогда) «плата за линию» коснётся населения, но для него и нынешний тариф намного ниже, чем для среднего бизнеса, конкурировать ВИЭ у населения сложно.

Пока же успешная в некоторых случаях конкуренция распределённой («свои» СЭС, ВЭС) генерации с энергией из розетки основана исключительно на «паразитировании» на наличии имеющейся сети. Открыть/Комментировать