Пока нефть восстанавливается, водород «расцветает»

Воскресший сланец

Рост наперекор врагу: Управление энергетической информации Минэнерго США в своем еженедельном обзоре сообщило, что добыча нефти в Соединенных Штатах за неделю, завершившуюся 17 июля, выросла на 100 тыс. б/с — до 11,1 млн б/с. В среднем за последние четыре недели добыча нефти в США составила 11,025 млн б/с.

Справка: В январе 2020 года добыча нефти в США составила в среднем 12,755 млн б/с, в феврале — 12,748 млн, в марте — 12,73 млн баррелей, в апреле — 12,061 млн б/с. В 2019 году добыча в среднем составляла 12,232 млн б/с.

Летом добыча будет находиться в диапазоне 11-11,2 млн б/с

Вероника Акулиницева, старший аналитик Rystad Energy: основная причина роста нефтедобычи в США — восстановление добычи на скважинах, которые были временно закрыты в апреле–мае 2020 года большим количеством операторов. Урезанная добыча возвращается на рынок ускоренными темпами, поскольку растет уверенность операторов в том, что нефтяные котировки вернутся к устойчивому уровню, обеспечивающему, как минимум, рентабельность разработки уже действующих скважин.

«Мы ожидаем, что около 75% добычи, ушедшей с рынка в апреле–мае, восстановится до конца этого лета.

Сланцы — основной источник роста добычи нефти в США, поскольку именно на них пришлась большая часть закрытия скважин в апреле–июне. Добыча приостанавливалась на всех крупных сланцевых полях. Операторы, работающие исключительно или преимущественно в Permian, внесли наибольший вклад в сокращение добычи в июне — их доля составляет 42%. На операторов с более диверсифицированным портфелем активов, работающих на разных полях (около половины их портфеля сосредоточено в бассейнах Permian Delaware и Eagle Ford), пришлось 35% от общей урезанной добычи. Операторы, работающие в Bakken, обеспечили еще 18% от суммарного сокращения добычи. Оставшаяся часть приходится на операторов Niobrara/PRB Tight и Eagle Ford», — отмечается в комментарии Rystad.

Восстановления урезанной добычи будет достаточно, чтобы покрыть естественное падение добычи на действующих скважинах (падение добычи на действующих скважинах при условии, что новые скважины не вводятся в разработку): «Ожидается, что добыча нефти вырастет и будет находиться в диапазоне 11-11.2 млн б/с в летние месяцы, однако в 4 кв. 2020 и 1 кв. 2021 добыча вновь упадет до 10,7 млн б/с, поскольку текущий уровень активности по закачиванию скважин слишком низкий, чтобы компенсировать естественное падение добычи, ожидаемое в этот период. Мы ожидаем, что по мере замедления темпов падения естественной добычи в 2021 году и восстановления активности на сланцах во 2-4 кв. 2021 г. тренд добычи будет меняться в сторону роста», — пояснила Акулиницева.

При этом она отметила:

«Поскольку мы не ожидаем устойчиво положительной динамики добычи США во второй половине этого года, мы считаем, что она не будет оказывать сильное влияние на сделку ОПЕК+.

Сейчас нефтяной рынок движется в сторону восстановления после обвала в марте, а цены на нефть демонстрируют умеренный рост. Но это восстановление является хрупким и в большей степени зависит от того, удастся ли избежать новых негативных шоков со стороны спроса, и от соблюдения квот странами-членами ОПЕК+, которые с августа намерены постепенно наращивать добычу», — резюмировала эксперт.

Производство нефти в США может быть еще выше

Виталий Громадин, старший аналитик БКС: нужно сразу отметить, что речь в еженедельной статистике идет об оценке объемов добычи в США, а не окончательных данных, которые приходят с двухмесячным лагом.

«Например, в последнем отчете балансовая статья (число, которое призвано сбалансировать поставки и спрос) оказалась на уровне 857 тыс. б/с. Это те объемы, на которые министерство энергетики, соответственно, недооценивает добычу или переоценивает экспорт. Более вероятно первое, то есть добыча в США, вероятнее всего, уже на более высоком уровне, чем сейчас оценивает министерство», — заметил эксперт.

Он также напомнил, что от добытчиков сланцевой нефти еще в июне поступали сигналы, что они готовы активно возвращать добровольно сокращенную добычу при возвращении цен нефть ближе к уровню в $40 за баррель: «Высказывалась оценка о возвращении 500 тыс. б/с уже в июле.

Действительно, сейчас американская нефть марки WTI уже стоит выше $40 за баррель. Это тот уровень, на котором сланцевым добытчикам экономически целесообразно поддерживать текущую добычу с возможным небольшим ростом»,

— резюмировал Громадин.

Выводы: пока ОПЕК+ доблестно сокращает добычу и стабилизирует нефтяной рынок, американские производители «черного золота» спокойно восстанавливаются после кризиса.

За что боролись

Плоды сокращений: Трейдеры и данные судовой статистики в терминале Refinitiv Eikon свидетельствуют, что США увеличили поставки нефти в Европу в июле, вытесняя традиционные для местных переработчиков сорта, в том числе российский Urals, сообщает Reuters.

В июле отгрузки нефти из США в Европу выросли впервые с начала действия пакта ОПЕК+. Согласно данным Refinitiv Eikon, суммарный рост поставок американской нефти составил 600 тыс. тонн по сравнению июнем до примерно 3,1 млн тонн, в мае поставки были примерно на уровне июня. Тем временем экспорт российской нефти в Европу планомерно снижается с мая и уже упал до минимального значения за 20 лет.

Поставки американской нефти на европейский рынок в июле негативно отразились на котировках местных сортов: например, нефть CPC Blend подешевела до скидки около $1 за баррель к BFOE против премии 50 центов за баррель в начале торговли июльскими партиями, а Urals — до премии 30-40 центов за баррель с премии около $2 за баррель.

Парадокс: Предварительный план отгрузок CPC Blend на август остается на пониженном уровне — 4,5 млн тонн, а график для Urals на 1–10 августа продемонстрировал снижение предложения к аналогичному периоду июля на четверть. «Американская нефть давит на местные сорта. Но как только они снижаются, экспортеры еще больше режут планы поставок. Трейдеры опять на нервах платят премии. Но нефти все меньше и меньше», — сказал трейдер на рынке Urals.

Текущая конъюнктура

Вячеслав Мищенко, независимый эксперт: это рыночные интервенции. В предыдущие месяцы накопились огромные запасы, сейчас, когда отложенный из-за карантина спрос начинает немного расти, ситуация предоставляет возможность для США немного избавится от накопленных запасов.

«На мой взгляд, это краткосрочное явление, которое в ограниченный период времени может повлиять на европейский рынок, но в целом спрос еще не восстановился, поэтому вряд ли американские производители смогут продать большое количество нефти на европейском направлении.

Это конъюнктурные процессы — попытка разгрузить хранилища и как-то заработать», — считает эксперт. Он заметил, что Китай также начал реализовывать какие-то свои объемы из хранилищ, но это тоже конъюнктурное движение, попытка заработать и избавиться от ненужных объемов сырья.

По его словам, премия на Urals не может быть постоянно высокой: «По структуре рынка и исторически этот сорт всегда торговался с дисконтом к Brent. Когда спрос на среднесернистые сорта спадет, Urals будет торговаться с дисконтом».

Касаясь вопроса о дефиците сырья, который испытывают европейские НПЗ, Мищенко пояснил, что он возник из-за консервативной политики европейских переработчиков, не желавших закупать морские партии, которые были непроходными по экономическим показателям: «Деловая и транспортная активность между странами ЕС постепенно возобновляется и приходит в норму, соответственно спрос на моторное топливо и авиационный керосин растет. Поэтому запасы тратятся, идет новый цикл закупок. В краткосрочном периоде это объективный процесс, однако сложно прогнозировать, сохранится ли он до конца года. Надо посмотреть, как будет открываться транспортное сообщение между ключевыми регионами мира. Пока ЕС не открывает границы для США и России. Поэтому, скорее всего, дефицит сырья в ЕС — это краткосрочная ситуация, она не является какой-то тенденцией», — пояснил Мищенко.

Выводы: Urals скоро потеряет премию к Brent.

Из России с любовью — «голубой», «бирюзовой» и «желтой»

Водород манит: По данным СМИ, Минэнерго разработало и направило в Правительство «дорожную карту» «Развитие водородной энергетики в России» на 2020–2024 годы.

В начале 2021 года должны появиться стимулы для экспортеров и покупателей водорода на внутреннем рынке. Согласно «дорожной карте», первыми производителями водорода станут «Газпром» и «Росатом». Компании запустят пилотные водородные установки в 2024 году — на атомных электростанциях, объектах добычи газа и предприятиях по переработке сырья. «Росатом» планирует производить так называемый «желтый» водород: он не сопровождается выбросом CO2. «Газпром» может рассчитывать на «бирюзовый» водород (согласно европейской цветной шкале производства водорода — «НиК») из газа, но с образованием в качестве побочного продукта сажи, а не углекислого газа. В 2021 году «Газпром» должен разработать и испытать газовую турбину на метано-водородном топливе. «Росатом» в 2024 году построит опытный полигон для железнодорожного транспорта на водороде.

Планируется перевод поездов на водородные топливные элементы на Сахалине, о котором в 2019 году объявили РЖД, «Росатом» и «Трансмашхолдинг». Водородным бизнесом интересуется также и НОВАТЭК. Он активно изучает производство так называемого «голубого» водорода из газа, но с выбросом и последующим захоронением CO2.

Рынок и конкуренция: «Газпром» оценивает водородный рынок Европы в 2050 году в €153 млрд, Минэнерго — в $32–164 млрд. В перспективе «Газпром» и «Росатом» могут стать конкурентами на водородном рынке, поскольку водородные амбиции «Росатома» весьма велики, к 2050 году атомный концерн собирается производить 50 млн т этого газа. Таким образом российские газовые компании будут конкурировать не только на рынке природного газа, как сейчас уже и происходит, когда СПГ начинает прижимать газпромовскую трубу, но и при экспорте водорода.

Политический подтекст: В докладе «Энергетическая дипломатия ЕС — растущее значение и переориентация в условиях новой эры», подготовленном группой экспертов берлинского Фонда науки и политики (SWP), говорится, что в список 12 будущих ключевых партнеров входят Украина, Казахстан и Узбекистан. В перспективе газотранспортная система Украины и ее газохранилища будут наполняться не только и даже не столько российским природным газом, сколько украинскими синтетическими газами, например, «зеленым» водородом.

Информация для размышления: Британская компания Ember в своем докладе, посвященном работе европейской электроэнергетики в первом полугодии текущего года, отмечает, что впервые за всю историю на основе ВИЭ было выработано больше электроэнергии, чем на основе ископаемого топлива (ВИЭ — 40%, а ископаемого топлива 34%).

Сообщается, что ни в один из дней первого полугодия 2020 года доля солнечной и ветровой энергии не опускалась в Европе ниже 10% и не превышала 33%, несмотря на переменчивость погоды.

Выработка электростанций, работающих на природном газе, угле и нефтепродуктах, упала на 18%. Газовая генерация сократилась на 6%, а угольная рухнула на 32%.

В то же время авторы доклада умалчивают тот факт, что именно на первое полугодие 2020 года пришелся карантин, спровоцировавший кризис спроса и резкое сокращение закупок ископаемого топлива по причине заморозки экономики. То есть, сидеть дома на ВИЭ можно, а вот производить что-то и передвигаться пока нет.

Метан — союзник водороду

Юрий Мельников, старший аналитик Центра энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО: надежные количественные оценки экспортного потенциала водорода, произведенного в России, привести трудно.

«С точки зрения ресурсной базы для производства водорода всех «цветов» — зеленого, голубого, желтого и др. (потенциал ВИЭ, водные ресурсы, запасы природного газа, возможности для технологии CCUS, потенциал атомной энергетики), с точки зрения логистики (близость к рынкам Европы и АТР) у России в долгосрочной перспективе есть шансы получить большую долю мирового рынка «низкоуглеродного» водорода. Но для реализации этих шансов нужна огромная работа — бесплатно ничего сделать не получится, нужны технологии и внутренний рынок. Все государства-лидеры (Европа, США, Япония) на протяжении последних 15 лет ежегодно тратили из бюджета только на НИОКР по водородным технологиям $600-800 млн ежегодно. Национальные водородные стратегии предполагают масштабную поддержку рынка, потребителей и поставщиков водорода с широким набором мер поддержки.

Конкуренция будет гораздо более жесткой, чем в поставках углеводородов — ведь водород можно производить в любом месте на планете, где есть вода, хоть на заднем дворе домохозяйства (и такие примеры уже есть)»,

— рассказал эксперт.

Он заметил, что конкуренция в экспорте водорода пока не отрегулирована — подобно тому, как это сделано в отношении экспорта природного газа (монополия в соответствии с ФЗ «Об экспорте газа»): «У компаний разные возможности. У „Росатома“ и НОВАТЭКа нет своей трубопроводной инфраструктуры. Кроме того, у всех трех компаний, скорее всего, водород будет разного происхождения — если „Росатом“ может изготовлять его из воды с помощью электроэнергии от АЭС („желтый“ водород) или ветропарков („зеленый“ водород), то „Газпром“ и НОВАТЭК — из природного газа, причем первый делает акцент на „бирюзовом“ водороде, а второй — на „голубом“. У этих видов водорода разные целевые рынки», — указал Мельников.

Отвечая на вопрос о том, будут ли поставки водорода конкурировать с поставками природного газа на рынках ЕС, эксперт отметил: «Внимание к углеродному следу топлив на европейском рынке растет и уже сейчас начинает монетизироваться (уже проводятся тендеры на поставку „безуглеродного“ газа), поэтому для дальнейшей работы на этом рынке всем поставщикам газа из России придется заниматься его декарбонизацией — как минимум, сокращением выбросов парниковых газов в газовой промышленности по всей цепочке, от добычи до распределения. Добавление водорода в газ делает его еще более „безуглеродным“ — так что водород, скорее, становится союзником природного газа, а не конкурентом», — заявил Мельников.

Он также указал, что рынок СПГ, благодаря своей гибкости, менее подвержен рискам климатической энергетической политики Европы, так как грузы могут быть перенаправлены на другие рынки, где дискуссия о развития водородной энергетики пока не стоит остро на повестке дня: «При этом не следует забывать, что и у рынка СПГ нет полного иммунитета от политических решений по декарбонизации: уже сейчас в Европе на высоком уровне идет дискуссия о трансформации приемных терминалов СПГ в водородные хабы. Очевидно, что переходный период займет длительное время.

Однако серьезной разницы в позициях трубопроводного газа и СПГ перед лицом энергетического перехода на целевом для РФ европейском газовом рынке не существует».

Говоря о перспективах водорода на рынках АТР, США и Латинской Америки, Мельников отметил, что Япония, Китай, Республика Корея, США давно реализуют амбициозные водородные программы, водород для них является ключевым элементом для решения различных задач энергополитики (от декарбонизации и экологии в городах до энергобезопасности и экономического развития): «В одном из сценариев интеграции водородных технологий в энергокомплекс США, рассматриваемых лабораториями Министерства энергетики этой страны, к 2040 г. водород возьмет на себя роль второго после электроэнергии всеобщего энергоносителя. Более 90% энергии для производства водорода обеспечит электроэнергия, при этом потребность в первичной энергии угля, газа и нефти упадет на 73%, 34% и 18% соответственно, а доля ВИЭ (в первую очередь за счет ветра) возрастет в 4-5 раз», — напомнил эксперт.

Европа хочет независимости от любого российского газа

Игорь Юшков, ведущий аналитик Фонда национальной энергетической безопасности, эксперт Финансового университета при Правительстве РФ: в ЕС есть целая цветовая палитра водорода, и самый желанный — это тот, который производится из ВИЭ.

«Когда европейцы говорят о водородной энергетике, они подразумевают именно этот водород.

ЕС нужно не зависеть от импорта, а для этого ему необходимо перейти на виды энергии, которые производятся внутри Евросоюза. В этом заключается вся топливная стратегия Брюсселя.

Сейчас она прикрывается климатической историей, но изначально актуальность ВИЭ заключается в том, что в ЕС нет собственных углеводородов в достаточном количестве», — указал Юшков.

Он пояснил, что водород — это, прежде всего, накопитель, который будут производить на ВИЭ, как способхранения энергии, выработанной возобновляемыми источниками: «Поэтому не водород ценен для Европы, а сокращения импортной зависимости. Какую-то долю европейского рынка российский водород может занять, но его будут брать по остаточному принципу», — заметил Юшков.

При этом он считает, что «Росатом» будет производить водород по цветовой классификации ближе к зеленому: «Согласно международной классификации атомная энергетика идет практически без выбросов. В связи с этим у „Росатома“ будет больше шансов продавать свой водород в Европу, чем у „Газпрома“ и НОВАТЭКа».

Юшков также отметил, что водород будет участвовать в межтопливной конкуренции, как сейчас ВИЭ конкурируют с газовой генерацией: «Вопрос в том, какие преференции в ЕС будут у водорода, и главное кто за все это заплатит? Пока европейцы это тянут, но им становится это делать все сложнее и сложнее. Можно мечтать и радоваться энергопереходу, но вопрос кто на это даст денег. Тем не менее, когда водородная энергетика получит широкое распространение, то энегорынок Европы станет еще более конкурентным», — резюмировал эксперт.

Выводы: пока энергетика водорода слишком «далека от народа», но готовиться к ее приходу нужно, так как этим занимаются все ведущие экономики мира.

Екатерина Вадимова