2414
Экспертный канал для профессионалов и любителей энергетической отрасли. Energy Markets News and Analysis. Для связи: @ivanov0660
Рост экспорта дизельного топлива из РФ в Европу в преддверии введения эмбарго ЕС
В отличие от колебаний морского экспорта нефти, поставки российских нефтепродуктов остаются на стабильном уровне даже с небольшой тенденцией к росту объемов. По данным Eikon, средний уровень морского экспорта нефтепродуктов из России в настоящее время составляет порядка 2,5 млн барр./сут.
При этом наблюдается рост экспорта российского дизельного топлива в Европу в ноябре 2022 г. – январе 2023 г. до 0,66-0,67 млн барр./сут. (по данным Vortexa, даже до 0,77 млн барр./сут.).
Очевидно, европейские трейдеры спешат заполнить хранилища дизельным топливом из РФ до вступления в силу 5 февраля запрета на поставки в ЕС российских нефтепродуктов. Также европейские покупатели уже начинают бронировать дополнительные объемы поставок нефтепродуктов из Азии, в первую очередь, из Китая, Индии и стран Ближнего Востока. Однако такие поставки увеличивают фактическое время доставки грузов в 7-8 раз. Так, транспортировка нефтепродуктов из России в Северо-Западную Европу занимает неделю, в то время как грузы с востока идут, в среднем, до 8 недель, и стоит такая перевозка существенно дороже.
Таким образом, экономика глобальной нефтяной торговли завершает процесс своей трансформации в санкциономику, функционирование которой определяется не экономическими понятиями оптимальности и доходности, а инструментами санкционного давления и противодействия такому давлению. В итоге страдают и поставщики, и потребители нефтеналивных грузов, а выигрывают посредники и участники новых "серых" схем.
Иранские ворота в Азию
Станет ли Иран новым вектором развития «Газпрома» и почему это стоит $40 млрд?
Сегодня Россия активно переориентируется на рынки стран АТР, и одним из главных векторов сотрудничества служит Иран. При этом важнейшим направлением сотрудничества Москвы и Тегерана могла бы стать совместная реализация нефтегазовых проектов. Уже называются конкретные проекты и суммы, которые характеризуют параметры такого сотрудничества.
Однако насколько реально выполнение намеченных планов и какие подводные камни могут возникнуть на этом пути?
Эти вопросы в своей авторской колонке анализирует эксперт Института энергетики и финансов Михаил Журавлев.
Вышел очередной, 1001-й доклад по экономике зеленого водорода.
С выходом каждого нового исследования становится всё смешней.
Оценки экономики зеленого водорода в разных работах отличаются в разы.
В новом докладе прогнозируется себестоимость производства зеленого водорода в районе 3-5 евро за килограмм в разных странах в 2030 году.
В статье приводятся сравнения с рядом других работ:
https://renen.ru/import-vozobnovlyaemogo-vodoroda-smozhet-konkurirovat-s-vnutrennim-proizvodstvom-v-es-k-2030-g/
В 2022 году оптовые цены на электроэнергию в Европе выросли в семь раз по сравнению с 2020 годом.
Средняя за год цена на РСВ (рынок на сутки вперёд) в Европе составила 235 евро за мегаватт-час (МВт*ч).
Самые высокие цены отмечены (в порядке убывания) в Италии, Швейцарии, Греции, Франции.
Подробнее:
https://renen.ru/v-2022-godu-optovye-tseny-na-elektroenergiyu-v-evrope-vyrosli-v-sem-raz-po-sravneniyu-s-2020-g/
В 2022 году Китай добавил более 125 ГВт солнечных и ветровых электростанций, а их общая установленная мощность достигла 758 ГВт: 393 ГВт солнечных плюс 365 ГВт ветровых.
Согласно документу Китайской федерации электроэнергетики, в 2023 году КНР намеревается в вести в эксплуатацию 250 ГВт новых мощностей электроэнергетики, что сопоставимо с установленной мощностью всей энергосистемы Российской Федерации. Из них 180 ГВт будут представлены генерацией, не использующей «ископаемые источники энергии».
В том числе планируется ввести в строй более 160 ГВт солнечной и ветровой генерации – примерно 97 ГВт солнечных и 65 ГВт ветровых электростанций. На графике показан ввод мощностей солнечной и ветровой энергетики в КНР по годам.
https://renen.ru/kitaj-dobavit-bolee-160-gvt-moshhnostej-solnechnoj-i-vetrovoj-energetiki-v-2023-godu/
Согласно данным, опубликованным китайским статистическим ведомством, в 2022 году Китай нарастил добычу энергетического сырья и сократил его импорт. Это касается и природного газа, и нефти, и угля.
https://renen.ru/kitaj-narastil-dobychu-uglevodorodov-i-sokratil-ih-import-v-2022-godu/
"Видимая" динамика цен на Urals показывает сохранение серьезного дисконта к цене Brent
После введения эмбарго на импорт российской нефти и потолка цен, котировки Urals (FOB Приморск) сократились до среднего диапазона $43-46/барр. При этом в начале января цена Urals опускалась ниже $40/барр. на что указывали и Bloomberg (со ссылкой на данные Argus) и Reuters (со ссылкой на данные Kortes).
Мы полагаем, что это было связано, в первую очередь, со снижением мировых цен на нефть в этот период. Впоследствии цена Brent восстановилась, что обеспечило и возврат котировок FOB Urals к $45-46/барр. как в Новороссийске, так и в Приморске. При этом цена FOB ESPO (нефть сорта ВСТО, поставляемая в Азию, главным образом, по трубе в Китай) продолжает торговаться без какого-либо существенного дисконта к цене Brent.
Таким образом, после введения эмбарго разница в цене FOB Urals и Dated Brent выросла с $26/барр. до $37/барр. Рост дисконта, вероятно, связан с ростом стоимости фрахта до конечного потребителя.
Во-первых, эмбарго ЕС привело к гораздо более длительным рейсам танкеров: в среднем 31 день из балтийских портов в Индию, по сравнению с семью днями из тех же терминалов в Роттердам и 3-4 дня в Польшу. Во-вторых, рост дисконта – это плата за риски, которые испытывают перевозчики и контрагенты российских нефтяных компаний относительно возможных санкций западных стран.
Однако речь идет, очевидно, о "видимой" динамике цен, которая может не в полной мере отражать реальную ситуацию с ценами фактической продажи российской нефти на мировом рынке, где растет доля ее продаж небольшим и средним трейдерам, которые могут выступать в качестве посредников при перепродаже российской нефти конечным покупателям. Другими словами, возможно имеет место перераспределение маржи между участниками рынка в рамках удлинившихся цепочек продажи российской нефти конечным покупателям. А вот кто может зарабатывать на этом - большой вопрос...
Южная Корея повысила цель развития атомной энергетики.
Министерство торговли, промышленности и энергетики Южной Кореи (MOTIE) опубликовало 10-й базовый план развития электроэнергетики. В нём, как и ожидалось, повышены цели развития атомной энергетики. Её доля в выработке электроэнергии должна составить 32,4% в 2030 году и 34,6% в 2036 году (в 2018 году: 23,4%).
Целевая доля возобновляемых источников энергии в общем объеме производства электроэнергии установлена на уровне 21,6% в 2030 году и 30,6% в 2036 году (в 2018 году: 6,2%).
Подробнее: https://renen.ru/yuzhnaya-koreya-povysila-tsel-razvitiya-atomnoj-energetiki/
В 2022 году в Индии было добавлено около 13956 мегаватт (МВт) мощностей солнечной энергетики и 1847 МВт ветровой.
Это рекордный прирост солнечной энергетики за всю историю.
Установленная мощность ВИЭ (не считая крупных ГЭС) в Индии достигла 120,85 ГВт.
Доля солнечной энергетики в этой мощности составляет примерно 52%.
Опубликованные индийские цифры соответствуют мировой тенденции быстрого роста солнечной энергетики и подтверждают, что страны БРИКС уверенно занимают лидирующую позицию в области возобновляемых источников энергии.
https://renen.ru/v-2022-godu-v-indii-vvedeny-v-ekspluatatsiyu-14-gvt-solnechnyh-elektrostantsij/
В Китае доля электромобилей в продажах легковых машин достигла 27,8% в 2022 году.
В 2021 году она составляла 16,4%, в 2020 году 6,8%.
Мы наблюдаем быстрое изменение структуры продаж автомобилей в КНР и опережающий рост продаж электрических машин, как в легковом, так и в коммерческом сегменте. Это соответствует мировой тенденции электрификации автотранспорта. При этом важно подчеркнуть особую роль КНР, как крупнейшего автомобильного рынка и также крупнейшего производителя электрических авто в мире.
https://renen.ru/v-knr-dolya-elektromobilej-v-prodazhah-legkovyh-mashin-sostavila-27-8-v-2022-g/
Не так уж и часто бывают хорошие вводные для повышенной вероятности движения цены на нефть в одну сторону. Качественных сетапов такого рода за год наберется, ну скажем три?! По ощущениям, сейчас если не один из них, то очень близко.
Во-первых, нынешний год, в отличие от прошедшего, практически во всех доступных прогнозах является околобалансным с точки зрения спроса-предложения по нефти. Цена на нефть ходит около 80 долларов за баррель и по всем метрикам особо дорогой не является (с поправкой на инфляцию). Практически повсеместно завершается восстановительный постковидный рост, кроме Китая, который уже в прошлом декабре импортировал второй по величине объем нефти за всю историю наблюдений. Оценки существуют разные, но полный уход от ковидных ограничений легко добавит 1,5 мбд спроса по году. Внешний туризм уже разрешили, внутренний подскочит под китайский новый год, а далее затишье и плавный выход на траекторию роста. Китай не так давно уже играл важную демпферную роль в обе стороны. В первый раз, когда заливал хранилища по низким ценам летом-осенью 2020 года, оказав этим самым ценам серьезную поддержку. Потом продавая постепенно эти резервы в 2021 году, сократив импорт и не дав ценам улететь вверх. Слабый рост экономики и стагнирующий спрос, на фоне политики нулевой терпимости, привели к невыразительной картине прошлого года. Текущий же год обязан быть позитивным, в том числе за счет отложенного спроса на передвижения.
Существенным фактором замедления, если не падения спроса, является ожидаемая рецессия. Это уже привело к массовому пересмотру прогнозов по спросу на этот год. При этом темпы роста ставки ФРС замедляются, далеко не все метрики в США выглядят плохо, инфляция застыла и не падает. Капитал постепенно дорожает. Но рецессия не приходит в первый же месяц, ставкам надо бы отстояться на повышенном уровне, экономика штука достаточно инерционная. Открытие Китая и замедление экономической активности в остальном мире - это противоположные факторы, которые вполне способны частично уравновесить друг друга по итогам года, но есть вопрос рассинхронизации данных процессов. Эффект от первого должен быть ближе по времени.
Одновременно завершаются продажи нефти из Стратегического резерва США (SPR). Более того, существует необходимость обратных покупок, что может создать некую поддержку рынку на уровне 70$ за баррель нефти сорта WTI. Продажи из SPR стабилизировали мировой дефицит в прошлом году, но этот инструмент не бесконечный. При этом перспективы сланцевой промышленности США неясны, безудержного роста капекса нет, проблемы прошлого года, типа инфляции сервисов и затыков в цепочках поставок - никуда не делись. Сланцевики перестали массово хеджироваться. Дисциплинированное отношение к затратам и возврат капитала акционерам выглядит как базовая стратегия для основных игроков. При таких вводных рост добычи сланцевой нефти в лучшем случае будет на уровне прошлого года, плавно и относительно равномерно. Но это хотя бы рост. В периметре сделки ОПЕК+, которая активна минимум до конца года, в текущих реалиях расти могут только отдельные страны, серьезно не выполняющие квоты. Преимущественно это нефтедобывающие страны к югу от Сахары, с оффшорной глубоководной добычей и набором собственных проблем. Страны Залива качают по квоте, а РФ больше зависит от возможностей перестройки логистических цепочек из-за эмбарго. Пока что это удается, в том числе, за счет приличных ценовых дисконтов. На расшивку может уйти какое-то время.
Таким образом, большая часть информации хоть и поступает с лагом, но ее вектор понятен. Многое из вышеописанного произойдет в ближайшие недели-месяцы. Все больше на цену влияют факторы второго порядка, как это и бывает в околобалансные годы. Совершенно разные события могут оффсетить друг друга по амплитуде. Угадать главный драйвер сложно, но их совокупность создает, например, неплохой задел для продажи путов (не является массовой инвестиционной рекомендацией).
К вопросу о том, что будет с транспортировкой «Новатэка» с новых заводов, если газовозы на «Звезде» не достроят. Скажу сразу, простого ответа нет, но выкрутится возможно удастся, правда, опять же, с потерей рентабельности.
Начнём с того, что есть, для понимания общей картины. Для «Ямал СПГ» изначально было заказано 15 танкеров класса Arc7. На 16,5 млн т мощностей, хотя завод работает с превышением, плюс появилась маленькая 4ая линия. Тем не менее, изначально предполагалось — 1 танкер на 1,1 млн т мощности.
Но газовозы ходят как в западном, так и в восточном направлении, хотя изначально восточное заявлялось как основное в навигационный сезон по СМП. Тем не менее, давайте посчитаем. (продолжение ниже)
Рисунок - «Новатэк».
Правительство Индии утвердило Национальную миссию по зеленому водороду. Она направлена на то, чтобы помочь Индии стать энергонезависимой, декарбонизировать основные сектора экономики и сделать страну «глобальным центром производства, использования и экспорта зеленого водорода и его производных».
В результате реализации этой программы к 2030 году должны быть созданы мощности по производству зеленого водорода в объеме не менее 5 млн тонн в год, для чего будет построено примерно 125 ГВт новых мощностей электроэнергетики, работающих на основе возобновляемых источников энергии.
https://renen.ru/pravitelstvo-indii-utverdilo-natsionalnuyu-missiyu-po-zelenomu-vodorodu/
Согласно информации Национального управления энергетики КНР (NEA), в течение 2023 года Китай планирует ввести в эксплуатацию ветровые и солнечные электростанции общей мощностью 160 ГВт.
К концу 2023 г установленная мощность ветроэнергетики должна достигнуть 430 ГВт, а солнечной энергетики 490 ГВт.
Для сравнения, атомная энергетика КНР должна вырасти в 2023 году на 2,89 ГВт, а её установленная мощность к концу года достигнет 58,46 ГВт.
https://renen.ru/kitaj-planiruet-dobavit-160-gvt-solnechnyh-i-vetrovyh-elektrostantsij-v-2023-godu/
На прошлой неделе правительство Турции представило «Стратегию и дорожную карту в области водородных технологий».
Согласно документу, установленная мощность электролизеров в стране достигнет 2 ГВт в 2030 году, 5 ГВт в 2035 году и 70 ГВт в 2053 году.
Устанавливается цель по стоимости зеленого водорода. Она должна составить 2,40 доллара США за кг к 2035 году и менее 1,20 доллара США за кг к 2053 году.
Подробности и ссылка на документ:
https://renen.ru/vodorodnaya-strategiya-turtsii-osnovnye-momenty/
Экспорт российского газа в ЕС висит на тонком, но прочном волоске
Страны Европы в последнюю неделю выступили с рядом заявлений, в которых озвучили сроки прекращения закупок российского газа. Заместитель директора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев @IEFnotes считает, что Европа по большей части уже отказалась от российского трубопроводного газа, однако сделать это полностью будет сложно без серьезных последствий для экономики ряда стран.
"Венгрия, Австрия, Словакия, скорее всего, не смогут отказаться от российского газа даже в 2027 году, во всяком случае это противоречит их экономическом интересам. Что касается Италии, то там не такие большие объемы. Она может позволит себе отказаться от поставок из России к 2025 году", – сказал он.
Эксперт заметил, что "Газпром" рассчитывает в 2023 году возобновить поставки в Европу до 50–60 млрд кубометров в год, против текущего уровня около 25 млрд. По его словам, есть перспективы увеличения поставок до 70 млрд. "Но это потребует нормализации политических отношений, пока же я не вижу возможностей для такого увеличения", – отметил он.
Пока же импортировать газ из России по трубопроводам будет продолжать только Австрия, Венгрия, Словакия, какое-то время Италия, а также в не входящие в ЕС Турция, Сербия, Босния и Герцеговина. "Вот и весь европейский рынок, который остается. В текущих объемах в 2023 году это будет порядка 50 млрд кубометров в год, при большем спросе в Турции этот показатель может вырасти до 55 млрд", – подчеркнул он.
Белогорьев заметил, что в 2024 году, если ничего не изменится, то объемы сохранятся на уровне 2023 года, однако с 2025 года они могут начать снижаться. "Северная Италия, Австрия уберут еще 5–8 млрд кубометров. То есть будет примерно не 50, а 40 млрд кубометров в год", – пояснил он.
https://itek.ru/news/rossiya-mozhet-v-blizhajshie-gody-sohranit-postavki-gaza-v-evropu-v-obeme-okolo-50-mlrd-kubometrov/
Нефтяные свопы между Россией и Казахстаном
Как известно, с января 2023 года прекратились поставки российской нефти по нефтепроводу "Дружба" на ряд НПЗ в Восточной Германии, но власти Германии довольно оперативно сумели найти замену российским поставкам в лице казахской нефти, а Россия эту схему поддержала.
Так, Казахстан в январе получил подтверждение от Минэнерго России на транзит в 1 кв. 2023 г. до 300 тыс. т казахстанской нефти в Германию через нефтепровод «Дружба». Также казахская компания «Казтрансойл» подала заявку в адрес ПАО «Транснефть» на транспортировку в 2023 г. по нефтепроводу «Дружба» до 1,2 млн т нефти в Германию.
Одновременно с этим Правительство РФ утвердило изменения взаимных поставок нефти с Казахстаном на 2022 г. В соответствии с протоколом о внесении изменений в Межправительственное соглашение от 7 июня 2022 г., документ дополняется абзацем о поставке на Павлодарский НПЗ в Казахстане до 1 млн т нефти в год. Кроме того, поставки по нефтепроводу «Туймазы-Омск-Новосибирск-2» в направлении Атасу (Казахстан)-Алашанькоу (Китай) увеличиваются с 7 до 10 млн т. Также срок соглашения о транзите российской нефти в Китай по трубопроводу Атасу – Алашанькоу был продлен до 01 января 2034 г.
Таким образом, мы полагаем, что увеличение импорта российской нефти в Казахстан, расширение объемов ее транзита в Китай и одновременное разрешение на поставки казахской нефти в Европу по российскому нефтепроводу «Дружба» свидетельствуют о наличии двусторонних договоренностей на непрямые своповые поставки нефти между РФ и Казахстаном, которые в дальнейшем могут расширяться.
Россия наращивает использование собственного танкерного флота для перевозок нефти
По состоянию на середину января, европейские грузоперевозчики (Греция, Мальта и Кипр), которые доминировали на рынке морских поставок российской нефти до введенного 05 декабря 2022 г. «потолка» цен на российскую нефть, сократили свое участие в них с 47 до 31%. Российские танкеры же, напротив, существенно увеличили свою долю в перевозках российской нефти (с 22% до 35%). Также значительно выросло использование т.н. теневого флота, собственники которого не раскрываются (с 13 до 21%).
Прогноз цены на нефть до 2024 г.
На январских данных EIA прогноз цены на нефть по квартальной модели на 2023 г. дал $75/б, что на $12 ниже, чем квартал назад.
Интуитивно кажется, что прогноз занижен, так как недостаточно учтены эффекты от эмбарго на российскую нефть и нефтепродукты, а также восстановление Китая после ослабления локдаунов. Одновременно переоценена угроза развития рецессии в экономики США.
Снижение профицита рынка мирового рынка нефти на 1.5 мбс дает практически цену EIA в $85, которая кажется более правдоподобной, а может даже и несколько заниженной. Но мы знаем, что интуиция эксперта чаще подводит, чем модельные оценки.
В 2024 г. модель дает $60/б и здесь уже высока вероятность, что 1.5 мбс просто будут скомпенсированы сокращением добычи ОПЕК+, лидерам которой нужны более высокие цены на государственные нужды.
Откорректированный баланс мирового рынка нефти дает $78.
Вернемся к конкретным цифрам через квартал, хотя ежемесячно планирую проверять соответствие баланса и прогноза цен EIA.
Объемы морского экспорта нефти из России показали рекордное восстановление после резкой "просадки" в декабре
Данные по движению танкеров, которые независимо друг от друга приводят Bloomberg и Reuters, показывают, что после почти двукратного спада в середине декабря, морской экспорт российской нефти к середине января (т.е. всего за месяц!) восстановился до 3,7-3,8 млн барр./сут., что соответствует показателям апреля 2022 года.
Основной прирост экспорта наблюдается на Балтике (+626 тыс. барр./сут. по сравнению с первой неделей января). Поставки из Черного моря и Тихоокеанских портов также расширились.
Быстрое восстановление экспорта поддерживает уровень добычи нефти в России на относительно стабильном уровне, который наблюдался и в октябре-декабре 2022 г. на уровне 10,9 млн барр./сут.
Таким образом, объемы экспорта российской нефти оказались практически невосприимчивы к принятым санкционным ограничениям в отличие от существенно снизившейся "видимой" цены на российскую нефть. И главная задача на сегодня - работать над снижением уровня "видимого" дисконта на российскую нефть. И в этом вопросе очень важна позиция российских властей, которые должны стимулировать российские нефтяные компании к этому, поскольку в текущих условиях "видимый" высокий дисконт на российскую нефть может быть в том числе и способом оптимизации налоговой нагрузки на российский нефтяной бизнес.
Опубликованы предварительные данные о развитии электроэнергетики Китая в 2022 году.
В прошлом году в КНР были введены в строй солнечные и ветровые электростанции общей мощностью более 125 гигаватт (ГВт).
Установленная мощность солнечной и ветровой генерации достигла 758 ГВт.
https://renen.ru/ustanovlennaya-moshhnost-solnechnoj-i-vetrovoj-energetiki-knr-prevysila-750-gvt-po-itogam-2022-g/
Будет ли нефть в дефиците?
EIA в январе продлило свой прогноз до 2024 г. на цену нефти марки Brent. После роста в прошлом году на 43% до $101/б, в текущем её значение составит $83, в следующем - $78. Снижающийся тренд будет вызван небольшим профицитом рынка нефти на уровне 0,6 мбс в оба предстоящих года.
На мой взгляд, у EIA традиционно присутствует разногласие между ценой и балансом рынка, несмотря на все мои попытки достучаться до американских аналитиков. Я даже статью на английском написал.
Для того, чтобы прогноз США сбылся, из баланса рынка надо убрать 1,5 мбс нефти, что приведёт его в более свойственное состояние небольшого дефицита в 0,9 мбс.
Так как мне не очень верится в цену в $55 к концу текущего года, то предположу, что действия ОПЕК+ и недопроизводство в США всё-таки обеспечат дефицит на рынке в текущем году.
Останется ли США основным источником прироста мировой добычи нефти?
Как известно, «сланцевая» революция в США в 2012-2019 гг. существенно повлияла на структуру мирового предложения жидких углеводородов (ЖУВ), фактически, обеспечив почти 80% прироста мирового предложения ЖУВ в этот период.
Динамику развития сланцевой нефтедобычи в США можно условно разделить на несколько этапов:
1. Первая волна роста сланцевой добычи (1 кв. 2012 г. - 1 кв. 2015 г.). Добыча ЖУВ в США выросла с 9,8 до 14,9 млн барр./сут. В сочетании с ростом добычи в странах ОПЕК в 3 кв. 2014 - 2 кв. 2015 гг. это привело к значительному профициту ЖУВ на мировом рынке и рекордному падению цен на нефть.
2. Прекращение роста добычи ЖУВ в США в условиях рекордно низких цен на нефть (2 кв. 2015 г. – 1 кв. 2017 г.). Снижение добычи сланцевой нефти на 0,8 млн барр./сут. было компенсировано ростом добычи иных жидких фракций углеводородов (ШФЛУ, NGL) в США.
3. Вторая волна роста сланцевой добычи (2 кв. 2017 г. – 1 кв. 2020 г.). После начала действия Соглашения ОПЕК+ в январе 2017 г. прирост предложения нефти со стороны стран-участниц Соглашения ОПЕК+ практически прекратился. Это позволило снизить уровень профицита нефти на рынке и обеспечить постепенный рост мировых цен на нефть, что вернуло сланцевую добычу в США на траекторию роста и вновь сделало США ключевым поставщиком дополнительной объемов нефти на мировой рынок.
4. Резкий спад добычи нефти из-за пандемии COVID-19 (2 кв. 2020 г. – 1 кв. 2021 г.). Добыча ЖУВ в США во 2 кв. 2020 г. сократилась на 2,2 млн барр./сут (к/к) и держалась на уровне 10,7-10,9 млн барр./сут. вплоть до 2 кв. 2021 г.
5. Постпандемийное восстановление добычи (2 кв. 2021 г. – н.в.). Добыча ЖУВ в США восстанавливается более медленными темпами, чем в странах ОПЕК+, в т.ч. из-за того, что страны ОПЕК+ показали рекордное сокращение добычи во время локдаунов и, как следствие, имели более низкую базу для последующего восстановления добычи.
Таким образом, сланцевая отрасль США после 2020 г. перестала быть основным драйвером роста предложения нефти на мировом рынке, главным образом, из-за замедления роста добычи ЖУВ в стране и перехода сланцевой индустрии в зрелую стадию своего развития, по сравнению с первой (2012-14 гг.) и второй (2017-19 гг.) волнами развития сланцевой нефтедобычи в США, когда спад в период низких цен был минимальным, а восстановление добычи - более активным. Это создает значительный вызов для мировой нефтяной отрасли, учитывая прежнюю роль США в структуре мирового прироста предложения нефти.
Несколько слов об ожидаемом балансе мирового рынка нефти в 2023 году
Прогнозные балансы мирового рынка жидких углеводородов (ЖУВ) на 2023 г., подготовленные ведущими энергетическими агентствами и инвестиционными банками, существенно расходятся между собой (особенно сильно для 3-4 кв. 2023 г.): от +0,2 млн барр./сут. (EIA) до -0,8 млн барр./сут. (Goldman Sachs, Morgan Stanley, Credit Suisse).
Такое расхождение вызвано значительным количеством факторов неопределённости, которые могут сместить баланс мирового рынка ЖУВ, в первую очередь, в сторону дефицита предложения, а именно:
- Темпы восстановления спроса на нефтепродукты в мировом авиасекторе. Мировой спрос на авиатопливо в 4 кв. 2022 г. все еще ниже допандемийного уровня на 2 млн барр./сут.
- Степень ослабления ковидных локдаунов в Китае. Из-за сильных вспышек COVID-19 в ноябре спрос на ЖУВ в КНР был на 1 млн барр./сут. ниже, чем в 2020-21 гг.
- Влияние эмбарго ЕС на экспорт нефти и нефтепродуктов из России. В октябре-ноябре 2022 гг. Россия все еще поставляла в Европу около 2,3 млн барр./сут. нефти и нефтепродуктов. Скорость перенаправления этих объемов на альтернативные рынки будет важным фактором, влияющим на доступность ЖУВ для импортеров.
- Постепенное окончание распродажи нефти из стратегического нефтяного резерва США (SPR). Так, если в середине 2022 г. объем ежедневных продаж нефти из SPR был на уровне 1 млн барр., то к началу декабря 2022 г. он сократился до 0,2-0,4 млн барр./сут.
- Инфляция затрат в нефтегазовом секторе при низком росте капиталовложений.
- Выполнение текущего решения ОПЕК+ о сокращении добычи нефти на 2 млн барр./сут. с ноября 2022 г. и возможные решения ОПЕК+ в 2023 г. Участники Соглашения ОПЕК+ продолжают придерживаться политики поддержания относительно высоких и устойчивых цен на нефть, сохраняя рычаги влияния на уровень мирового предложения нефти, который может снова спровоцировать возникновение дефицита на мировом рынке ЖУВ.
- Темпы роста добычи нефти в США. В 2021-22 гг. в сланцевой отрасли США произошли существенные изменения, которые привели к снижению ожидаемых темпов роста добычи, несмотря на высокий уровень мировых цен на нефть. Однако пока неясно, насколько эти изменения окажутся устойчивыми.
(продолжение)
Самый быстрый рейс в сторону КНР - 20 дней, ещё столько же — обратно, плюс 2-5 дня на загрузку и прочие орг.вопросы. Итого — 45 дней за ход, 8 круговых маршрутов за год, и это скорее оптимистичный вариант. Какие-то простои, кроме того 20 дней — это скорее вариант с идеальной ледовой обстановкой.
Один танкер за раз может перевести около 75 тыс. т СПГ. Итого, 1 танкер может перевести в восточном направлении всего 600 тыс. т за год (при условной круглогодичной загрузке), что намного меньше, чем расчётные 1,1 млн т мощности на танкер.
Понятно, что зимой этот маршрут вообще не работает, но речь о том, что даже летом вывоз всех объёмов на восток был невозможен.
Одновременно, если мы представим, что все танкеры работают на доставку или перевалку в Европе, то сроки доставки уменьшаются без малого в два раза.
На деле всегда была смесь направлений, даже летом. И когда активен был восточный маршрут (цены в АТР выше), то «Ямал СПГ» даже привлекал с рынка танкеры меньшего ледового класса Arc4 (для западного маршрута), чтобы максимально нарастить экспорт на восток. Сейчас все хотят продавать в Европу, поэтому и проблем таких нет.
Переходим к «Арктик СПГ 2». Был заказан 21 танкер. Из них 15 на «Звезде» (2 обещают достроить), 6 на корейской DSME – из них 3 через «Совкомфлот» - это контракт расторгнут, 3 — через японскую MOL (насколько понимаю, он выполняется).
Плюс, заказано, оказывается, ещё 8 судов класса Arc4 (видимо чтобы максимально высвободить Arc7 на восток) — 4 на DSME (через MOL), 4 на Samsung Heavy Industries (через NYK Lines и «Совкомфлот»). Про них что-то мало пишут, случайно обнаружил, но отмены контракта вроде пока нет.
И самое главное – DSME делает два плавучих хранилища для нового хаба по перевалке на Камчатке.
Напомню, что «Новатэк» планирует делать перевалку на Камчатке и в Мурманске, эти планы были давно, всё для экономии судов ледового класса, которые, помимо нынешних проблем с поставками ещё и стоят подороже. Перевалка на Камчатке даёт не очень сильную экономию (раза в 1.5), а вот Мурманск — намного большую (сейчас базовая перевалка идёт на европейских терминалах, в случае дальнейшего движения в АТР, но были пробные перевалки ship-to-ship в Мурманске). Думаю, если гипотетически переваливать в Мурманске все нынешние объёмы, то даже текущие танкеры класса Arc7 будут лишние.
То есть, если опять же гипотетически наладить перевалку в Мурманске всех объёмов (не знаю, насколько это возможно по мощностям), то небольшой добавки танкеров хватит, чтобы вывозить СПГ с обоих заводов (тем более, что когда будет вторая и третья линия — пока непонятно). Плюс надеемся на восемь Arc4.
Но в таком случае мы решим проблему с дефицитом танкеров ледового класса, но далее все объёмы нужно вывозить обычными газовозами (и брать их возможно с рынка, спотовые цены иногда высоки, да и такой запрос сам по себе увеличивает дефицит танкеров). Проблема возникнет, если ЕС откажется от российского СПГ в какой-то момент, то придётся возить до Азии. Кстати, в таком случае ближние страны (Индия, Пакистан) становятся интересней Китая. Но о развитии СМП, что очень важно для страны, в таком случае придётся забыть.
Попробовал накидать всю палитру неопределённостей (на самом деле - часть), думаю «Новатэк» выкрутится, но и в без того дорогую транспортировку уйдёт часть потенциальных прибылей.
В целом же, логистика с «Ямал СПГ», а в будущем и с «Арктик СПГ 2» всегда очень сложна, особенно когда цены в АТР и ЕС отличаются не сильно. Нужно оптимизировать массу факторов — соотношение экспорта на восток и на запад, с учётом разных цен, разной скорости движения при различной ледовой обстановке. Да ещё и учитывать интересы всех акционеров.
Газовая отрасль в горниле (не)рыночных страстей
С какими итогами мировые газовые рынки завершили прошлый и встречают новый год?
Прошедший год стал по-настоящему шоковым для газового рынка Европы. Насколько быстро ЕС отправится от этого шока и есть ли возможности восстановления сотрудничества с Россией в газовой сфере? Как будут вести себя цены на «голубое топливо» в наступившем году? И, наконец, смогут ли поставки СПГ удовлетворить спрос всех желающих?
Ответы на эти вопросы – в авторской колонке заместителя директора Института энергетики и финансов Алексея Белогорьева @IEFnotes.
China Energy Investment Corp разместила заказ на импорт австралийского угля
Австралия была вторым по величине поставщиком угля в Китай до неофициального запрета, который вступил в силу после разрыва дипломатических отношений в 2020 году. Уголь не поставлялся в 2021 и 2022 годах.
Япония, Индия и европейские страны выиграли за счет Китая, увеличив импорт из Австралии. По данным консалтинговой компании Kpler, Китай увеличил поставки из Индонезии в 2021 году и из России в 2022 году.
Австралийский энергетический уголь более качественный и дорогой. Следовательно, китайские коммунальные предприятия могут быть менее заинтересованы в его покупке.
Выход австралийского угля на рынки Китая может снизить цены на коксующийся уголь, которые в настоящее время находятся на более высоком уровне.
Profinance
Традиционный новогодний обзор итогов работы электроэнергетики ФРГ в 2022 году.
Доля ВИЭ и угля в выработке электроэнергии выросла. Доля природного газа снизилась.
Рекордная выручка от экспорта электроэнергии:
https://renen.ru/elektroenergetika-frg-itogi-2022-goda/