Природный газ: есть ли место в энергопереходе?

Природный газ: есть ли место в энергопереходе?

Природный газ: есть ли место в энергопереходе?
Аналитика

17 марта, 09:33
Московский нефтегазовый центр компании EY
Большинство отраслевых агентств и участников рынка сходятся во мнении, что в ближайшие пару десятилетий «голубое» топливо станет неотъемлемой частью и связующим звеном процесса энергоперехода.

2020 год стал беспрецедентным для газового рынка. При общем снижении мирового спроса (примерно на 2,5% г-к-г, по оценкам МЭА) он характеризовался масштабной волатильностью: от экстремального избытка предложения до острого дефицита, вызванного перебоями с поставками и небывало низкими температурами за последние несколько десятилетий, которые наблюдались во всем Северном полушарии — от Японии до Техаса. Цены за 1 млн б. т. е. колебались от $1-2 весной прошлого года до $10 на европейском хабе TTF и $30 в Северо-Восточной Азии в начале 2021 г. Сложившаяся ситуация вызвала множество вопросов со стороны критиков декарбонизации, поэтому сегодня мы хотели бы порассуждать о той роли, которую будет играть природный газ в набирающем обороты энергопереходе.

Большинство отраслевых агентств и участников рынка сходятся во мнении о том, что в ближайшие пару десятилетий «голубое» топливо станет неотъемлемой частью и связующим звеном процесса энергоперехода. Так, в своем ежегодном обзоре рынка СПГ, выпущенном в конце февраля, Shell ожидает, что до 2040 года спрос на газ будет расти в среднем на 1% в год (см. рис. 1) — в большей степени за счет Азии (48% от общего прироста за 20 лет), где необходимо будет существенно сократить долю угольной генерации (57% по состоянию на 2020 г.), чтобы приблизиться к поставленным рядом стран целям по достижению климатической нейтральности к середине века. Большой потенциал англо-голландская компания видит в промышленности (порядка 30% мировых выбросов парниковых газов, см. рис. 2). Например, в процессе производства железа при замене угля газом производители смогут сократить объем выбросов на 36%, что вполне целесообразно до тех пор, пока технология улавливания (85-90% выбросов) и хранения СО2 остается дорогостоящей (до $125 за тонну секвестированного углерода в зависимости от производственного процесса). Помимо этого, на фоне ужесточения требований International Maritime Organization (IMO) по сокращению выбросов парниковых газов от судоходства (на 40% к 2030 г. относительно 2008 г.) ожидается рост спроса на СПГ в качестве бункерного топлива, чему способствует рост численности судов на нем (см. рис. 3) и расширение инфраструктуры (с 60 портов, обеспечивающих СПГ бункеровку, пять лет назад до 128 в настоящее время).

На этом фоне неудивительно, что компании при несколько угасающем интересе к новым нефтяным активам сохраняют фокус на СПГ-проекты, инвестиционные решения по которым в прошлом году были заморожены из-за неопределенности в условиях коронакризиса. При этом, чтобы вписаться в новую модель рынка и оставаться конкурентоспособными, производителям СПГ придется внедрять инновационные решения на всех звеньях производственно-сбытовой цепочки, добиваясь сокращения эмиссии парниковых газов, а также «озеленять» свои поставки в регионы с заявленными климатическими целями (например, путем компенсации углеродного следа сертификатами на выбросы, как это уже делают некоторые компании).

Московский нефтегазовый центр компании EY

Сюжеты:
EY Oil & Gas
Нашли опечатку в тексте? Выделите её и нажмите ctrl+enter