2300
Все аспекты нефтегаза и энергетики: геополитика, экономика, финансы, быт. Личный канал А.Собко.
Ещё один сегодняшний текст. Написан он был, правда, ещё до публикации Атласа водородных проектов, поэтому тут кратко обо всём сразу.
Совершенно непонятны планы по экспорту «зелёного» водорода, равно как и «жёлтого» (за исключением случаев «лишней» э/э.). У нас и себестоимость ВИЭ выше (в первую очередь из-за цены капитала). Плюс транспортировка.
Собственно, про транспортировку все скромно умалчивают. Хотя наверное это главный водородный вопрос. В этом смысле особенно неоднозначно выглядят водородные проекты с прицелом на экспорт за пределами Единой системы газоснабжения, хотя и её использование пока под вопросом.
Всё же считаю, что водород — это в первую очередь внутренняя история. Для этого она и создаётся в ЕС, а проблемы с транспортировкой лишь подчёркивают это. Насколько она нам нужна внутри страны — отдельный вопрос. И несколько цитат из колонки:
Если Европа действительно ставит во главу угла борьбу с выбросами, то она будет заинтересована закупать максимальные объемы любого водорода, в том числе и "голубого" или "бирюзового", если при их производстве не выделяется или утилизируется углекислый газ. И российский "голубой" или "бирюзовый" водород должен иметь право конкурировать с "зеленым" водородом на рыночных условиях.
Если же исходить из того, что декарбонизация — это лишь способ создания независимой от импорта энергосистемы (а такая версия также рассматривается некоторыми наиболее критично настроенными к зеленой повестке наблюдателями), то Европе окажется выгоднее покупать именно природный газ — до тех пор, пока не хватает "зеленого" водорода собственного производства. Это просто дешевле.
Для России же создание индустрии углеродонейтрального, но производимого из природного газа водорода важно и для собственных нужд — даже если в будущем Европа откажется от таких поставок. Это относительно простой способ перехода на углеродонейтральную энергетику, сохранив ископаемые топлива в основе энергобаланса.
Ведь — вне зависимости от нашего отношения к проблеме изменения климата — пока обстоятельства складываются таким образом, что для сохранения эффективной внешней торговли на показатели углеродных выбросов от производства той или иной продукции российским компаниям придется обращать внимание.
Трудно сказать, что будет в 2060 году, — именно к тому времени в России, кстати, как и в Китае, планируется создание полностью углеродонейтральной экономики. Возможно, тогда проблемы у человечества будут совсем другие. Но пока наша страна готова поддержать общие усилия по снижению выбросов. Нужно лишь решить, как это сделать с минимальным ущербом для собственного развития. Углеродонейтральный водород на основе природного газа — один из таких путей. https://ria.ru/20211018/gaz-1754937336.html
Как высокие цены в Европе транслируются в выручку «Газпрома»?
В заголовке не просто так стоит знак вопроса, на эту тему последнее время много спекуляций. Регулярно появляются мнения, что «Газпром» продаёт газ по долгосрочным контрактам, а там, мол, цены ниже.
Но долгосрочные контракты с нефтяной привязкой по сути уже в прошлом. Значит оставшиеся долгосрочные контракты в любом случае с привязкой к спотовым ценам на газ. Возможно усреднённым за какой-то период, но дела это не меняет. Хотя цены в моменте уже 1900, понятно, что никакой производитель на может продать за день месячную норму. В результате, усреднение будет у всех примерно одинаковое.
Существует ли в контракте какая-то скидка в случае высокой спотовой цены? В теории это возможно. Например, в старых контрактах на поставку СПГ коэффициент к цене нефти резко падал после достижения порогового значения по нефти, т.е. было некоторое ограничение цен сверху (снизу, кстати, тоже). В теории, что-то подобное возможно и для европейских контрактов «Газпрома». Но такой сценарий не выглядит наиболее вероятным.
Что на практике, мы пока не знаем. Стремительный переход от «нефтяных» контрактов к спотовой привязке в договорах «Газпрома» прошёл практически у нас на глазах в течение последних пары лет. Каких-либо утечек не было.
Более того, если в ценах контракта есть временной лаг к цене спота, то и текущие цены будут транслироваться в выручку ГП несколько позже. Это важно, если попытаться понять, что происходит, глядя на таможенную статистику.
Ещё один момент. Сейчас появились обсуждения несправедливо низкого НДПИ для «Газпрома», на фоне высоких цен на газ. Ведь расчёт НДПИ основывается на формуле, как будто поставки остаются с нефтяной привязкой. В результате, сам ГП не заинтересован в активном обсуждении этой темы.
Так или иначе, 100%-ного в понимания у меня тоже пока нет, нет его и у некоторых коллег, с которыми удалось пообщаться по этой теме. Базовый вариант — цены всё-таки практически полностью отражают спот с временным лагом. Если у уважаемых друзей и подписчиков есть свои соображения на этот счёт — добро пожаловать в комментарии или в ЛС.
Прогнозы роста спроса на первичные полимеры на фоне усиливающийся экологической повестки обусловлены тем, что переработка вторсырья не будет успевать за увеличением суммарного спроса. Но основная неопределенность здесь — темпы роста объемов вторичной переработки. Об этих рисках, и о том, почему спрос на первичный пластик будет расти в любом случае — в материале аналитика RUPEC Александра Собко
https://rupec.ru/society/blogs/47710/
Почему новые заводы СПГ не строятся даже при дорогом газе
Написал немного рассуждений по теме.
Наблюдая за рынком газа, нельзя не увидеть противоречие. С одной стороны, спрос и цены высоки. С другой стороны, мы не видим принятия новых инвестрешений по заводам СПГ.
Вероятно участники рынка просто в растерянности — к чему привязывать новые поставки. Несколько лет назад основной была «нефтяная» привязка. С выходом на рынок американского СПГ популярной для этих поставок стала привязка к внутренним ценам в США, который тогда казался дешевле сжиженного газа с нефтяной ценовой привязкой. Но вскоре, в 2015 году, обрушение рынка нефти на время сделало поставки американского СПГ дорогими. В результате, как казалось, участники рынка постепенно приходят к «общему знаменателю» - независимому ценообразованию на газ и биржевым/спотовым ценам. Таким стал почти весь газ и СПГ в Европе и около четверти в Азии.
Если посмотреть на новые контракты (для заводов, решения о строительстве по которым ещё не приняты) на поставку СПГ из США, то даже здесь уже встречается привязка к европейскому TTF или самому ликвидному азиатскому индексу «спота» JKM.
Но экономика функционирования американских заводов СПГ осталась прежней. Если для покупателя цена будет привязана к глобальному спотовому рынку, то риски роста внутриамериканских цен на газ берут на себя уже не покупатели, как раньше, а сами владельцы заводов. Именно поэтому Driftwood LNG планирует сам и добывать газ для сжижения, чтобы нивелировать риск покупки газа с рынка по биржевым ценам.
В любом случае успех новой волны американского СПГ прямым образом зависит от динамики внутренних цен на газ в США.
А здесь мы уже видим рост уже до $5 за млн БТЕ с «базовых» $3. А 27 сентября фьючерс на газ вырос до семилетних максимумов и $5,7/млн БТЕ.
Объяснения тут могут быть разные, в конце концов, «прилив поднимает все лодки», а энергоносители подорожали по всему миру. Но в целом столь сильный рост выглядит достаточно неожиданным и отчасти спекулятивным. Ведь нельзя забывать, что для глобального рынка североамериканский рынок газа всё же по прежнему в значительный степени «заперт» - экспорт ограничен мощностями действующих заводов СПГ. А в последнее время новых мощностей не вводилось.
Но главное — что дальше. Добыча не растёт, внутренний спрос, правда, тоже. А новые, строящиеся мощности СПГ, пусть их осталось и немного, в ближайшие месяцы будут запущены. Конечно, высокие цены держатся не так долго, но пока мы нового бурения не видим. Число буровых установок на газ по итогам прошедшей недели составило 99, даже уменьшившись на одну единицу. С весны число буровых на газ колеблется вокруг отметки в 100 единиц, не реагируя на внушительный взлёт цен.
Ранее производители сланцевого газа, да и консалтинговые компании, отмечали, что цена Henry Hub в $3/млн БТЕ выглядит комфортно. Тем не менее, если посмотреть на финансовую отчётность сланцевых добытчиков, их положение не назовёшь блестящим. Не исключено, что американские сланцевые добытчики газа пошли по пути нефтяников. Которые негласно поддержали ОПЕК+ и «вяло» наращивают добычу.
Подытожим. Ситуация на глобальном газовом рынке складывается парадоксальная. С одной стороны, цены очень высоки. В других обстоятельствах это бы вызывало рост инвестиционной активности. Но аномально высокие цены осложняют процесс контрактования.
Особый интерес к американскому рынку. Здесь два сюжета для наблюдения. Во-первых, условия контрактования для нового СПГ, ценовая привязка. Во-вторых, ситуация с внутренними ценами на газ — вернутся ли цены к «норме» в $3/млн БТЕ. Если внутренние цены упадут — у новой волны американского СПГ есть перспективы. В любом случае, от начала строительства завода до первого СПГ пройдёт не менее четырех лет, в течение этого времени баланс на рынке будет определяться совсем другими факторами.
В 2 раза подробнее+гиперссылки+картинки = по ссылке https://gasandmoney.ru/tendenczii/v-otsutstvii-orientirov-pochemu-novye-zavody-spg-ne-stroyatsya-dazhe-pri-dorogom-gaze/
Наткнулся на интересный прогноз газовых цен в обзоре EY с ссылкой на вполне уважаемый, хотя и чуток ангажированный Reuters.
Цены с нефтяной привязкой уже мало кого интересуют (хотя на мой взгляд, они выглядят чуть завышенными), поэтому смотрим на биржевые TTF.
Сначала даты. Как видно из картинки, исторические цены до 1 июля, далее прогноз.
1. Видно, что прогноз на три месяца от июля не сбылся. $14 за млн БТЕ — это 500 долларов за тысячу кубов, сейчас цены много выше.
2. Тем не менее, даже этот достаточно «медвежий» прогноз предполагает, что до конца года цены останутся на высоком уровне $500.
3. 2022 год выглядит адекватно. Прогноз дальше на 23-24 годы — скорее пессимистично для газа, особенно в условиях когда многие СПГ-проекты буксуют, а прогнозные цены на 23-24 год «впритык» покрывают полную себестоимость для некоторых (США) производителей СПГ.
Но поживём-увидим. В любом случае, интересная иллюстрация различия мнений и трудностей предсказания рынка.
Все пишут про акции «Газпрома», напишу тоже своё мнение.
Котировки «Газпрома» традиционно определяются двумя факторами. С одной стороны, размером дивиденда, с другой — будущим «раскрытием потенциала» компании. Причём рост вклада одного фактора соответственно уменьшает второй.
В новейшей истории, до 2018 года «Газпром» платил почти фиксированные 8 рублей (дивдоходность меньше 5% по тем котировкам), но сохранялся потенциал роста выплат и вообще, «это же Газпром!» Сейчас, с выходом на выплаты в 50% прибыли потенциала осталось очевидно меньше. Ясно, что выхода на 100% выплаты ждать ещё долго — грубо говоря для этого нужно перестать инвестировать в новые проекты, готовясь к «закату газового века».
Таким образом, в теории цена акций должна отражать два фактора: «текущий дивиденд=ситуация на газовых на рынках» + «эффект от новых проектов».
Текущий дивиденд за 2021 год наблюдатели оценивают в 36 рублей, и скорее это сильно минимальная оценка, что уже сейчас даёт дивдоходность свыше 10% по текущим.
Для многих акций это было бы неудивительно. Те же металлурги торгуются на дорогой стали с годовой ДД чуть ли не 20%. Рекордно высокие цены + будущие налоги, оттого неустойчивые, с большой вероятностью «разовые» дивиденды.
Вся эта логика (по идеи) применима и к газу. Главный вопрос лишь в том, до каких значений скорректируются цены на газ. К примеру, за 2018 год «Газпром» заплатил около 16 рублей при выплате 27% МСФО. То есть, по грубой оценке, если долгосрочные цены будут на уровне 2018 года, а это не слишком высокие, просто адекватные цены, то при 50% выплат, мы увидим те же самые примерно 30 рублей дивиденда в год. Что как минимум поддерживает текущий уровень цен на акции. Средняя цена на хабах ЕС кстати в 2018 году составляла $280 за тыс. кубометров, но у ГП было поболее нефтяной привязки. Такой сценарий выглядит вполне вероятным.
Могут ли цены спуститься в менее приятный диапазон $200? В принципе, исключать этого нельзя, тем более погодный фактор — традиционно непредсказуем. Тёплая зима, какая-то нормализация с углём, и получите-распишитесь. Кроме того, «Газпром» сам до некоторой степени может влиять на цены размером поставок.
Сейчас уже наверное неправильно считать как раньше, что «Газпром» заинтересован в умеренных ценах на газ, чтобы не стимулировать строительство новых заводов СПГ в США. Но появились другие факторы — зелёная повестка, и главное «зелёный водород», который при газе по 750 выглядит уже конкурентоспособным, чем при газе по 200, когда зелёной водород полностью дотационный. Cитуация на рынке нездоровая, уверен это беспокоит и Газпром, в долгосроке от этого ничего хорошего.
Но на другой чаше весов — решение по «Сев.потоку-2». Т.е. если не будет разных форс-мажоров (холодной зимы или ещё чего), остаётся ощущение, что ГП готов экспортировать минималку по Украине, а всё сверх того — только по СП-2. Хотите больше газа — давайте разрешение на 100% заполнение. Оставим за скобками, есть ли по-прежнему у ГП свободные добычные мощности, будем считать что есть.
Всё что касается потенциала: «Сила Сибири-2», газификация, проекты в Усть-Луге. Всё это правильные и нужные проекты, но в силу разных обстоятельств здесь нельзя ожидать быстрой прибыли. Получается пока лучше ориентироваться на дивиденд.
Так или иначе, мы вступаем в интересный период, когда котировки будут определяться — высокими текущими ценами и разным представлением участников рынка о будущих среднесрочных и долгосрочных ценах (главное) и всё это фоне того, что Газпром — традиционно особенная акция на фондовом рынке с «аурой» высокого потенциала. А тут ещё и текущая дивдоходность выше 10%. При этом не забываем, что были и покупатели большого пакета по 220р. Интересно, какую цену они посчитают для себя интересной на выход. А в «народном портфеле Мосбиржи» Газпрома уже 25% среди росс. бумаг.
Вот такой расклад, выводов разумеется не будет. И, конечно, помним, что всё вышесказанное - в рамках предпосылки «временной инфляции» (с).
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией.
В ожидании нового СПГ из США. Кейс Tellurian (проект Driftwood LNG)
В некотором смысле в продолжение предыдущих рассуждений о среднесрочной «угрозе» для «Газпрома» в виде американского СПГ. Как мы обсуждали выше, пока по факту решений о новом строительстве заводов СПГ в США нет. При этом из новых потенциальных проектов неплохо с заключением контрактов продвинулась компания Tellurian с проектом Driftwood.
Постоянные читатели наверное заметили, что слежу за этой историей — у компании активный PR, интересная бизнес-модель, много громких заявлений. В основателях — Ш.Суки, ушедший из пионера американского СПГ — Cheniere Energy. При этом, разговоры о скором инвестрешении (ОИР) о строительстве слышны очень давно. Например, летом прошлого года заявлялось, что ОИР будет принят, когда глобальные цены на газ вырастут до $5/млн БТЕ (тогда был провал цен). С тех пор прошёл год, цены — выше $15 (!), инвестрешения нет. Правда, если всё верно уследил, у компании до конца не решена проблема с достаточным количеством своих участков для добычи: модель компании предполагает собственную добычу, чтобы не зависеть от цен Henry Hub.
Так или иначе, почему это всё интересно. С одной стороны, компания не ведёт текущей производственной деятельности, то есть котировки не зависят от фин.результатов, а фактически отражают «условный опцион» на доходы с будущего завода СПГ. И как мы видим из них, инвесторы не настроены слишком оптимистично по поводу принятия скорого инвестрешения (или же по поводу доходности всего мероприятия?).
Можно было бы сказать, что это отражает общий настрой для всех будущих производств. Но за последние годы участники рынка слышали много позитива от этой компании, и пока нулевой выхлоп. Плюс недавний выход из проекта компании Total, которая воспользовалась своим правом соскочить, если инвестрешение не будет принято до конца июня. Тем не менее, история - ещё один интересный индикатор перспектив новых американских заводов СПГ, где реальность сильно разошлась с прогнозами.
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией. На Спб бирже, её и нет, кстати.
Картинки в комментах, т. к. для постов свыше 1000 знаков телега не даёт ставить картинки тем же постом. #TELL
ТГ-канал Преемник пишет, что "Роснефть" получит право экспорта газа в Европу (на днях обсуждался запрос, речь идёт о 10 млрд куб.м в год, компания даже обещала платить повышенный НДПИ). Просто оставлю это здесь, #вотипосмотрим , действительно ли инсайд или очередная история по формированию общественного мнения через телегу. Случай вроде бы не тот, чтобы общественное мнение тут на что-то повлияло. /channel/preemnik/3082
Читать полностью…
Время от времени смотрю на котировки акций «водородных» компаний (например, ранее обсуждали ITM Power). Компании разные — у кого основной продукт электролизёры, у кого водородные элементы, но картина общая: после пика котировок в январе — началось падение, у кого-то на десятки процентов (ITM) у кого-то в разы (как например Plug Power). Напомню, что большинство компаний убыточны и торгуются без какой-либо очевидной связки с финансовыми показателями. На этом фоне, падение может объясняться либо возврату к условной «норме», всё-таки даже сейчас в котировках очевидный пузырь. Либо общим разочарованием инвесторов в водородной энергетике. В любом случае, за последние годы акции компаний сектора выросли в разы, так что страдают только те, кто приобрёл их в районе январского пика. Продолжаем следить.
Не является инвестиционной рекомендацией.
Из всех обзоров МЭА больше всего нравится World Energy Investments. Никаких тебе прогнозов, часто сомнительных, а сухая статистика куда по направлениям идут деньги. Почти все картинки интересные, здесь выкладываю расклад по кап.затратам в нефтегаз.
Видно, что некоторые нефтегазовые majors (особенно Exxon) снижают свои CAPEXы в добычу даже в 2021 году, хотя в среднем в 2021 ожидается восстановление инвестиций на 8% после провального 2020 года. Напомню, ещё весной стало известно: Exxon и Chevron практически перестали бурить «сланец» (к примеру, доля их буровых на Permian сократилась до менее 5% по сравнению с 28% годом ранее). То есть медленное восстановление сланцевой добычи связано больше с ТНК, чем с «независимыми» компаниями. А ведь в начале 2020 года у Exxon и Chevron были большие планы — они планировали добывать 1.7 млн б/д сланцевой нефти на двоих к 2025 году и продавали активы за рубежом, чтобы инвестировать в более «гибкую» сланцевую добычу. Гибкостью кстати, вполне удалось воспользоваться.
Энергия из ветра и солнца дорожает: удастся ли подешеветь «зелёному» водороду?
Ещё лет десять назад стоимость генерации электричества с помощью ветра и особенно солнца была намного выше, чем из ископаемых энергоносителей. Тогда между сторонниками традиционной энергетики и ВИЭ шёл активный спор. Вторые утверждали, возобновляемая электроэнергия будет постоянно дешеветь, а значит — в результате, как минимум сравняется по ценам с традиционной генерацией. Это вызывало вопросы у критиков ВИЭ — мол невозможно ожидать, что себестоимость ВИЭ-генерации будет только снижаться, всему есть предел. Жизнь, однако, показала, что «зелёные» оказались правы. Особо сильное падение цен за последнее десятилетие наблюдалось для солнечной энергетики.
Почему мы вспомнили эту в общем-то достаточно известную историю? Потому что сейчас она в каком-то смысле повторяется, только теперь в контексте водородной энергетики. Да, «зелёный» водород из ВИЭ нынче дорог, раза в три дороже «серого», из природного газа, но, как считается, к 2050 году, а то и раньше, он сравняется по цене с «серым», то есть сильно подешевеет.
Себестоимость «зелёного» водорода состоит из двух компонент: стоимость энергии ВИЭ и стоимость (в основном — амортизация капитальных затрат) электролизёра.
По электролизёрам очевидно будет падение цен. Но основной вклад в себестоимость «зелёного» водорода вносит всё же электроэнергия ВИЭ. Существует мнение, что для производства такого водорода может быть использована «лишняя»энергия ВИЭ, образующаяся в тех случаях, когда пиковая мощность превышает спрос. Мол, её стоимость вообще можно приравнять к нулю в расчётах. Но это всё же исключение. А одним из магистральных направлений развития водородной энергетики в ЕС становится использование морских ветряков с выработкой водорода непосредственно в море (и передачи его по трубам на берег).
Таким образом, для падения цен на «зелёный» водород нужно всё же ждать дальнейшего снижения цен на ВИЭ. А здесь последнее время всё развернулось — цены растут.
Ещё в мае Vestas, один из лидеров рынка ветроустановок, объявил о повышении цен на свои турбины. Да, среди причин — рост цен на сталь (где велика цикличность) и «коронавирусные» перебои в поставках. И тем не менее.
Похожая ситуация и в солнечной энергетике, где сейчас мы видим лишь стабилизацию цен на компоненты солнечных панелей после сильного роста: с начала года цены на поликремний почти утроились. Всё это транслируется, хотя конечно не с такой же кратностью, в цены на сами модули. Рост цен на ветряки и солнечные панели уже напрямую отражается и непосредственно в ценах на электроэнергию из возобновляемых источников. Повторимся, даже если это временный рост, в любом случае текущая ситуация ставит под сомнения тезис, что цена электроэнергии ВИЭ будет только снижаться.
Предполагается, что конкурировать с прочими источниками энергии в будущем «зелёный» водород сможет за счёт двух сходящихся процессов. С одной стороны, падение его себестоимости. С другой стороны, рост цен на выбросы углекислого газа. В результате, в какой-то момент зелёный водород должен оказаться конкурентоспособным. Но пока фиксируется только один процесс — рост цен на углеродные квоты.
На этом фоне неудивительны последние оценки: «зелёный» H2 окажется конкурентоспособным только при ценах на выбросы в 200 евро за тонну (справочно: сейчас в ЕС, после сильного роста цен, это около 50 евро).
Риски того, что цены на «зелёный» водород упадут в будущем несущественно — вовсе не означает, что ЕС откажется от таких проектов. Скорее будет как в анекдоте: «теперь ты будешь меньше пить?» - «Нет, теперь вы будете меньше есть» - подтягивать конкурентоспособность зелёного водорода придётся за счёт роста цен на выбросы, что актуально и для нас в контексте трансграничного углеродного налога.
Подробности, картинки, цифры, гиперссылки — по ссылке. https://gasandmoney.ru/analitika/energiya-iz-vetra-i-solncza-dorozhaet-udastsya-li-podeshevet-zelyonomu-vodorodu/
Европейский законопроект о трансграничном углеродном налоге ещё не опубликован (публикация ожидается 14 июля), а европейские (!) же производители алюминия призывают исключить этот металл из регулирования. Хотя вроде бы трансграничный налог должен поддержать как раз внутреннего производителя. Разгадка этого противоречия видимо связана с тем, что сейчас европейские производители алюминия получают бесплатные квоты на выбросы. В рамках новой регуляции эти квоты будут постепенно отменяться. Но так как по нормам ВТО дискриминации быть не должно, то до тех пор, пока они сохраняются, "бесплатные вычеты" будут положены как производителям ЕС, так и внешним экспортёрам этого металла в Евросоюз. Вероятно, в ЕС уже подсчитали, что от новой схемы они пострадают больше. В частности, есть опасения, что в т.ч. российские производители будут поставлять "низкоуглеродный" алюминий в Европу, а остальной - в другие регионы мира. В результате, европейские производители пугают делокализацией производств.
Окажется неудивительным, если сроки введения новой системы съедут, и нас ожидает ещё долгий торг.
Кратко на русском на Интерфаксе - https://www.interfax.ru/world/777522
Интересные подробности - на FT https://www.ft.com/content/67b020ea-a82e-423e-a100-6d4df94d77ce
#CBAM
Немного вдогонку к репосту с канала Gas&Money c анонсом сегодняшней колонки. На что хотелось бы обратить внимание.
Qatar Petroleum, продавая долю в новых СПГ-заводах, предлагает потенциальным участникам возврат инвестиций на уровне 8-10%, в то время как ранее в предыдущих проектах участники получали 15-20%. Мы не знаем точной схемы расчёта будущих инвестиций для катарских проектов. Но она если и сможет дать защиту от ценовых колебаний на рынке для внешних инвесторов, то очень ограниченную. То есть, долгосрочный риск изменения цен возьмут на себя все участники.
И здесь — основная интрига. С одной стороны, сейчас нормой считается доходность на вложенный акционерный капитал для СПГ-проектов около 12-14%. Но по мере того, как мы приближаемся к окончанию углеводородной эры, существеннее становится и риск нециклического снижения цен. Qatar Petroleum настроена дорого продать свои доли в проекте, а потому для успешного привлечения инвесторов заинтересована максимально далеко продлить «век газа» в своих оценках. Тем не менее, и она прогнозирует «пик газа» на 2040 год.
Понятно, что даже до «пика газа» ещё лет двадцать. Но и для заводов СПГ двадцать лет работы — не срок (хотя инвестиции за этот период должны окупиться). По сути, высокая норма доходности — это одновременно и гарантия более раннего срока возврата инвестиций.
Мы вступаем в период, когда сроки прохождения пика спроса на углеводороды сопоставимы со сроками окупаемости долгосрочных инвестиционных проектов. Это повышает риски снижения цен по мере прохождения пика спроса, а значит в теории должно привести к тому, что требуемая доходность по таким проектам должна только расти. В этом контексте продажа долей в новых заводах в Катаре — интересный сюжет для наблюдения, особенно если и окончательные цифры по доходности также попадут в СМИ.
Подробности + 2 картинки = в тексте. https://gasandmoney.ru/analitika/prosit-dorogo-katar-prodayot-dolyu-v-budushhih-zavodah-spg/
Написал немного про проблемы среднетоннажной химии.
Как известно, в РФ большие планы по экспорту полимеров (это крупнотоннажная химия), но только по итогам 2020 года с запуском «Запсибнефтехима» закрыли импорт по некоторым позициям. Одновременно, в сегменте более сложных продуктов средне- и малотоннажной химии наша страна сильно зависит от импорта. А в большинстве случаев химические продукты производств меньшей тоннажности значительно дороже, чем продукты крупнотоннажных производств. А собственное производство таких продуктов — ещё один пазл в общую картину импортозамещения. По итогам совещания по развитию нефтегазохимической отрасли, которое прошло 1 декабря с участием Владимира Путина, правительству было дано поручение по мерам по увеличению производства мало- и среднетоннажной химической продукции на 30% к 2025 году и на 70% к 2030 году.
Кое-что делается. Во-первых, строящееся производство сэвилена (полэтилен с долей винилацетата) на «Казаньоргсинтез». Сейчас он производит всего 13 тыс.т в год, и это единственный производитель в нашей стране. Российский спрос — около 50 тыс, а мощность новой производственной линии составит 100 тыс. тонн в год.
Второй пример — малеиновый ангидрид. Все необходимые объёмы импортируются в Россию. Но уже в конце этого года свою установку мощностью 45 тыс.т в год запустит «Сибур», строительство своего завода на 50 тыс. в планах у «Татнефти». Есть и другие примеры, например новое производство бесфталатного пластификатора у «Сибура» на 100 тыс. т.
Как видно из вышесказанного, среднетоннажные химические производства имеют мощность 50-100 тысяч тонн, в то время как для сравнения, типовая единичная линия по производству крупнотоннажных полимеров — это около 400 тыс. т, хотя преимущественно заводы-миллионники. Средняя стоимость продукции среднетоннажной химии выше, чем в химии крупнотоннажной. Но и сложностей больше.
Например, для завода по производству крупнотоннажной продукции можно легко купить технологию. Но если мы смещаемся к среднетоннажной, и особенно к малотоннажной продукции, то здесь владельцы технологий часто в принципе не готовы делиться.
Таким примером на российском рынке является производство антипиренов — веществ, предохраняющих материалы, в первую очередь полимерные, от возгорания. Объем российского рынка — всего около тысячи тонн в год. То есть, речь уже не о средне-, а скорее о малотоннажной химии. Здесь новые нормы вынуждают компании использовать в своей продукции более экологичные антипирены. Но просто так взять и построить свой завод не получится — технологию не купишь. В результате, «Сибуру», который сейчас запускает такое производство, пришлось самостоятельно провести весь цикл разработок. Мощность 4,5 тысячи тонн, то есть ожидается и экспорт этого уникального продукта.
Ещё одна сложность — объёмы рынка и экономия на масштабе. Для создания окупаемых производств нужна приемлемая единичная мощность. Этой проблемой во многом объясняется тот факт, что у нас отсутствует собственное производство изоцианатов, веществ, которые далее используются при производстве полиуретана. Но существуют риски, что для окупаемого производства единичной мощностью в 200-300 тысяч тонн не найдется достаточного спроса.
Подытожим. Задача по импортозамещению (и здесь в химическом секторе нам нужно развивать в основном сложные продукты — с «простыми» полимерами всё уже неплохо) не менее важная, чем создание новых экспортных химических производств.
Тем более, что на экспортном рынке существуют известные риски конкуренции. Например, хотя рост импорта базовых полимеров в странах АТР продолжится ещё долгие годы, многие страны всё чаще предпочитают импортировать сырьё, а полимеры производить самостоятельно. Напротив, при импортозамещении риски конкуренции минимальны: и за счёт транспортного плеча, и за счёт импортных пошлин, которые могут быть применены в случае необходимости.
С трудом удалось сократить для подводки без потери логики изложения, в 2 раза подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210630/polimery-1739083010.html
На дружественном сайте Gas&Money недавно были опубликованы в некотором смысле связанные колонки двух экспертов на тему «какой газ грязнее — российский трубопроводный или американский СПГ». Речь, разумеется, идёт о выбросах парниковых газов при добыче и доставке до потребителя. Соответственно в одном случае утверждалось, что выбросы сопоставимы (иссл. CIRAIG и колонка М.Крутихина https://gasandmoney.ru/analitika/rossiya-i-ssha-chej-gaz-gryaznee/). Во-втором, что российский газ намного чище (иссл. Thinkstep и колонка А.Гривача https://gasandmoney.ru/analitika/gryaznyj-gaz-ot-dzhenifer-grenholm/) .
Полноценной дискуссии здесь правда нет, т. к. каждый из авторов описывает понравившееся ему исследование. Нашёл обе работы
CIRAIG https://www.ciraig.org/pdf/CIRAIG_LCA_gas_vs_coal_final_report_version.pdf
Thinkstep https://globallnghub.com/wp-content/uploads/attach_380.pdf
действительно разница существенная (рисунки в следующем посте). Обращу внимание, что на первой картинке (CIRAIG) цифры даны с учётом конечного сжигания топлива. Поэтому какой бы газ не был чище, основной вклад в любом случае вносит сгорание.
На второй картинке видно что российские поставки по новым трубопроводам оказываются намного чище. Интересное — очень «дорогая» по выбросам парниковых газов добыча в США. Почему-то выбросы от транспорта лишь ненамного меньше выбросов от сжижения. Но оценки не по операционным затратам, а на полном цикле с учётом кап.затрат (как и в первом случае).
Есть ещё труднооцениваемый и спекулятивный фактор утечек метана — как из труб, так и при ГРП.
Для подробного сравнения нужно разбираться в методологиях обеих работ на 100 страниц каждая, времени и такой возможности сейчас нет. Что здесь главное — мы видим два качественно выполненных исследования с большим объёмом работы — и сильно отличающимися выводами.
Это заставляет задуматься в контексте будущего налогообложения выбросов и вопросов их учёта.
Новые стройки российского СПГ: когда газ далеко от берега
Написал небольшой обзор российских СПГ-новостей.
В этом году начато строительство «Балтийского СПГ» (13 млн т), а пока только проект «Якутский СПГ» (18 млн т) в последний месяц ворвался в информационную повестку.
У них есть общая особенность, отличающая от арктических проектов «Новатэка»: от месторождений до завода нужно построить длинный газопровод.
«Балтийский СПГ» реализуется «Газпромом» в партнёрстве с «Русгаздобычей» и существует в рамках единого комплекса с ГПЗ.
Стоимость добычи здесь отсутствует, но есть цена покупки газа на входе в завод - 4,8 тыс.рублей за тыс.куб.м, примерно $1,8/млн БТЕ. То есть, недорого. В США цены обычно находятся на уровне $3/млн БТЕ, а сейчас — намного выше. Из этого газа будут извлекаться и жирные компоненты.
Инвестиции на СПГ (13 млн т мощности) можно с некоторыми допущениями оценить в $10-11 млрд, что соответствует $770-840 за тонну мощности. Эта цифра оказывается на фоне мировых аналогов.
Итог — здесь относительно дешёвый сырьевой газ, стоимость сжижения средняя по мировым меркам. Но дорогая доставка, если рассматривать целевыми рынки сбыта за пределами Европы.
Правда, здесь следует отметить, что все расходы по транспортировке сырьевого газа до завода ложатся непосредственно на «Газпром».
Для «Якутского СПГ» мы видим полностью интегрированную модель.
Себестоимость добычи не озвучивалась. Но с учётом того, что месторождения газоконсденсатные, можно ожидать низкой себестоимости добычи непосредственно газа, за счёт реализации попутно добываемого конденсата. Судя по анонсированному числу скважин, дебеты ожидаются высокие.
Но далее нужна затратная транспортировка газа до берега и само сжижение.
В сумме весь проект оценивается в 39,2 млрд евро. Половина суммы приходится на добычу и транспортировку до берега. Соответственно, вторая половина — на завод по сжижению.
Суммарная мощность завода - 18 млн т (4 линии по 4,5 млн тонн), что даёт примерно 1250 долларов за тонну мощности. Это достаточно много, хотя завод СПГ планируется плавучий.
Представители компании заявляют, что основываясь на своём опыте, ожидают снижение CAPEX в 2-2,5 раза в сегменте добычи и транспортировки, то есть ко второй половине из 40 млрд евро. Суммарные инвестиции могут снизиться с 40 до 30 млрд евро.
Здесь мы видим другую схему — вероятно дешёвая добыча, но дорогая транспортировка до побережья и не самое дешёвое строительство завода СПГ.
Чем это должно компенсироваться? Близостью к целевым рынкам. В отличие и от арктических проектов с вывозом танкерами ледового класса, не говоря уже о «Балтийском СПГ», где до азиатских рынков долгий путь через Суэцкий канал, здесь азиатские импортёры практически рядом.
И немного о технологиях. «Новатэк» отказывается от проекта «Обский СПГ» в пользу газохимического производства «зелёного» аммиака (Обских ГХК).
Это отражает трудности работы с российским оборудованием при запуске четвёртой, среднетоннажной линии «Ямал СПГ» на российской технологии сжижения и риски масштабирования этой технологии, что предполагалось для «Обского СПГ».
Но это также означает, что развитие российского среднетоннажного сжижения (которое в случае «Обского СПГ» могло бы быть уже почти крупнотоннажным) откладывается.
В любом случае, крупнотоннажные заводы пока будут строиться на иностранных технологиях и как минимум части ключевого оборудования.
Оба крупных строящихся сейчас завода — и «Арктик СПГ 2», и «Балтийский СПГ» будет работать на технологии сжижения Linde.
В области крупнотоннажного СПГ у Linde один референтный работающий завод — это норвежский Snohvit. Соответственно, от успехов, как «Арктик СПГ 2», который будет запущен первым, так и «Балтийского СПГ», будет зависеть очень многое.
В случае же «Якутского СПГ» в рамках pre-FEED предполагается использование технологий американской Air Products, на этих технологиях работает большая часть СПГ в мире.
Подробнее — по ссылке.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/novye-strojki-rossijskogo-spg-kogda-gaz-daleko-ot-berega/
Американское минэнерго публикует интересную картинку фин.результатов американских нефтяных компаний, которая только подтверждает ранее обсуждавшийся сюжет — компании в минимальной степени реинвестируют свои доходы в новое бурение, и планируют направить эти средства на погашение долга, дивиденды ит.п.
На графике — операционный денежный поток (зелёная линия) и кап.затраты (голубая). Как видно из графика, ещё недавно эти доходы полностью тратились на новые инвестиции, сейчас же кривые разошлись — операционный денежный поток растёт, а инвестиции практически нет. Соответственно, свободный денежный поток (операционный ден.поток за вычетом кап.затрат) вырос.
Важное уточнение — график составлен для 54 публичных нефтедобытчиков (хотя немного газа есть, конечно и у них в добыче). В этих агрегированных данных нет 1) крупнейших ТНК 2) компаний с преимущественно газовой добычей. Но у газовиков должна быть очень похожая история.
Любопытная оценка спроса на разные источники энергии в Китае до 2050 года, оценка Platts. Вероятно, здесь уже учтены планы и темпы по декарбонизации. С другой стороны, на фоне текущего энергокризиса, вызванного в том числе досрочным закрытием угольных шахт, появляется и скепсис к подобным оценкам.
И тем не менее, что мы видим.
1) Нет явного пика угля, плато на несколько лет, потом достаточно резкое снижение.
2) Относительно скорый выход на пик нефти (в середине 2020-х), об этом кстати, недавно писали китайские нефтекомпании. Но дальше — плато без заметного снижения спроса аж до 2050 года.
3) Очень ограниченный прирост объёмов газа в балансе относительно нынешних объёмов — дискуссионно.
И, как всегда помним, что это только прогноз, сколько их отправилось по факту в мусорную корзину. Но общий взгляд и направление движения они дают, поэтому всё же полезные картинки, обращаю на них внимание, и выкладываю тут при случае.
«Газпром» не хочет гарантировать энергобезопасность Европы даром
Написал немного по обвинениям Газпрома в манипуляциях на рынке ЕС.
Энергетические кризисы различной степени в мире случаются регулярно. На слуху из последних — рекордные и неожиданные морозы в Техасе в феврале текущего года и дефицит газа прошедшей зимой в Азии, также на фоне холодного фронта. Причин много, традиционно достаётся и ВИЭ. Но фактор ВИЭ не являлся основной причиной сложностей ни в Техасе, ни в Азии, ни сейчас в Европе.
В каждом кризисе — свои особенности. Но всё можно свести к одному рецепту — чтобы минимизировать риски нужно увеличивать резервирования систем энергоснабжения.
В общем случае это не обязательно обозначает резервирование возобновляемой генерации традиционной. Во время дефицита СПГ прошлой зимой в Азии, Япония могла бы перейти на использование электростанций, работающих на мазуте. Но ранее в рамках либерализации рынка большая их часть оказалась закрыта, так как поддерживать работу в обычной ситуации незагруженных мощностей оказывалось невыгодным. Хотя для жидких топлив легко сделать и запасы, которые хранятся практически вечно.
Вопрос лишь в том, что всё имеет свою цену. И уже политики и общество должны решать, насколько инвестиции в простаивающие подавляющую часть времени мощности и запасы оправданы, чтобы предотвращать редкие кризисные явления.
И «виртуальный запас» в виде возможности всегда «заказать» по трубам дополнительный объём газа ровно также имеет свою цену. Как минимум, эта цена состоит в инвестициях и расходах на поддержание работы месторождений и газопроводов.
Причём «Газпром», да и все остальные продавцы газа и СПГ уже изначально при подписании долгосрочного договора берут на себя обязательства поддерживать резерв: по большинству контрактов уровень «бери-или-плати» составляет около 80%, т. е. покупатель без последствий может не выбирать весь газ, который приготовил для него поставщик. При этом, напротив, сам «Газпром» выплачивает штраф, когда по тем или иным причинам не может выполнить свои обязательства в размере полного объёма контракта.
Сейчас же компания полностью выполняет контрактные обязательства. А недавние обвинения «Газпрома» в манипуляциях газовыми ценами выглядят неожиданно: просто некоторые потребители хотят получать даром то, что стоит денег.
Нужно признать, что в этом отчасти виновата и сама российская монополия. Многие годы компания сама подчёркивала наличие избыточных добычных мощностей в качестве «бонуса» для развития газового сотрудничества между Россией и ЕС.
Но эти избыточные мощности образовались много лет назад из-за переинвестирования на фоне излишне оптимистичной оценки будущего спроса и постепенно с годами, вероятно, оказались потрачены.
Какова основная причина того, что текущий экспорт «Газпрома» осуществляется исключительно в рамках контрактов, без дополнительного предложения на фоне рекордных цен, доподлинно сказать сложно. По компетентным оценкам сейчас просто нет лишнего газа, а в приоритете подготовка к российской зиме и заполнение наших газовых хранилищ. Одновременно нынешняя тактика обсуждается и в связке с интригой о будущем «Северного потока-2».
Но вне зависимости от основной причины, настал момент артикулировать: Россия не готова неопределённо долго гарантировать значительные избыточные объёмы экспорта сверх контрактных договорённостей. Это может быть добрая воля или собственная готовность рискнуть, инвестируя в дополнительную добычу, но никак не обязанность. Вопрос здесь не в политике, а в банальном риске замораживании инвестиций в добычу и сети, которые при определённых сценариях могут не окупиться.
Момент настал в первую очередь потому, что по мере новых вводов ВИЭ в будущем похожая ситуация, но вызванная уже не столько дисбалансом на глобальном газовом рынке, как в этот раз, сколько переменчивостью ВИЭ, будет воспроизводиться. Что приведёт к новым обвинениям в манипуляции.
В 2 раза подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210924/gazporm-1751529005.html
"Первые модули трубной эстакады для проекта "Арктик СПГ 2" доставили в центр строительства крупнотоннажных морских сооружений "Новатэк-Мурманск" из Китая", сообщает ПРАЙМ.
Интересно всё же, какой будет реальный уровень локализации и импортозамещения по проекту, если даже не компрессоры и насосы, а трубные эстакады оказываются привозные. Особенно на фоне проблем у оборудования для среднетоннажного ЯмалСПГ 4ая линия, после чего шансов получить что-то российским производителям для нового крупнотоннажного завода становится ещё меньше. Хорошо хоть, что производство главного теплообменника вроде локализовали (хотя и в рамках СП с Linde).
/channel/prime1/107807
«Северный поток-2»: удастся ли превратить проблемы в преимущества?
К скорому запуску СП-2 написал обзорный материал об остающихся сложностях и вариантах борьбы. Краткое содержание:
Строительство СП-2 практически завершено, но остаётся вторая задача — добиться разрешения на полное заполнение трубы (сейчас 50%).
Такой прецедент есть: исключение предоставлено газопроводу TAP (продолжение турецкого TANAP), с 10 млрд кубометров азербайджанского газа. Любопытно, что если для «СП-2» в принципе невозможно найти нероссийских поставщиков для заполнения оставшейся половины трубы, то в случае TAP и сам «Газпром» в теории с интересом мог претендовать на участие в использовании этого газопровода.
Второй важный момент. Как мы все помним, для «СП-1» также были постоянные проблемы с полной загрузкой. Но это было связано с ограничениями на прокачку уже по одному из двух сухопутных продолжений — газопроводу OPAL.
Потом острота проблемы спала — был достроен EUGAL, сухопутное продолжение уже для «Северного потока-2» (в этом случае удалось добиться практически полной загрузки). И пока морской части «СП-2» ещё не было, можно было пользоваться этой сухопутной трубой для доставки газа из «СП-1».
Сейчас же достраивается второй «поток», а значит его сухопутное продолжение, в случае полной загрузки морской части, будет использоваться по своему первоначальному назначению.
Не будем утомлять читателя точными расчётами. Если подытожить — чтобы получить эффект от полной загрузки «Северного потока-2», нужно решить и вопрос с OPAL.
И, напротив, в случае сохранения обеих сложностей: отсутствие полного доступа к «Северному потоку-2» и OPAL, эти две проблемы скомпенсируют друг друга, поэтому максимальные потери от ограничений составят 27,5 миллиардов (половина мощности «СП-2») из 110 миллиардов кубометров (суммарная мощность обоих «потоков»).
Пока же последнее судебное решение в процессе по OPAL сохраняет ограничение на прокачку из-за позиции Польши: Ведь при снятии ограничений транзит газа через саму Польшу может упасть.
После полной загрузки «своих», прямых газопроводов «Газпрому» в любом случае нужны дополнительные объёмы экспорта (около 40 миллиардов кубометров при «базовом» экспорте в 200 миллиардов). И здесь появляется альтернатива между двумя маршрутами — через Польшу (мощность 36 миллиардов) или через Украину (40 миллиардов оплаченных, но можно и больше).
Транзит через Польшу (газопровод «Ямал-Европа») удобней — он короче и дешевле. Но в перспективе ближайших трёх лет у «Газпрома» есть закреплённые контрактом обязательства перед Украиной по прокачке 40 млрд в год. Соответственно на ближайшие три года пострадает именно польское направление.
Но что делать, если решить вопрос с полной загрузкой газопроводов не удастся? Быстрых решений здесь ждать не стоит, но возможен и «план Б».
Во-первых, допуск в трубу прочих российских производителей газа, в таком случае европейские правила будут выполнены. В конце августа стало известно о просьбе «Роснефти» разрешить ей экспортировать в Европу 10 млрд куб.м в год. Тут конечно, появляется вопрос, насколько либерализация экспорта сетевого газа отвечает национальным интересам.
Ещё один способ решения проблемы - смена точки сдачи-приёмки газа с европейских пунктов на территорию России. В таком случае по трубе уже пойдёт газ покупателей. Определённый задел здесь уже есть. «Газпром» продаёт газ в том числе и на собственной Электронной торговой платформе, но пока также с европейскими точками поставки. Тем более, что в перспективе здесь ещё возможен вариант — продажа газа за рубли.
«Газпром» ещё в 2019 году сообщал о продаже газа за рубли через ЭТП с поставкой в Германию. Но с тех пор информации о новых подобных сделках не было. Тема для дискуссии есть и здесь, но плюсом же является возможность превратить проблемы в преимущество — решить проблему полной загрузки экспортных труб, одновременно создав собственный газовый хаб, в т.ч. с продажей на экспорт за рубли.
Подробнее + ссылки = по ссылке. https://ria.ru/20210909/evropa-1749245687.html
Опасная игра «Газпрома»: как долго продержатся высокие цены?
Написал про ситуацию на газовом рынке. Цены экстремально высоки, но когда они скорректируются и до какого уровня предсказать невозможно. И если кто-то скажет обратное, спросите его, а что он сам на это поставил. Тем не менее, некоторые рассуждения.
Причины традиционны: низкий объём в ПХГ, дисбаланс спроса и предложения. Со стороны предложения наблюдается очень низкий уровень загрузки действующих заводов СПГ, он почти такой же как год назад.
Но есть разница. Тогда глобальные цены на газ были слишком низкие, чтобы американским заводам СПГ было выгодно работать. Сейчас владелец американского СПГ получает хорошую прибыль, поэтому производства работают на проектной мощности. Казалось бы, при такой цене и все остальные заводы в мире должны производить по максимуму. Но не получается: технические проблемы или дефицит сырьевого газа.
В Европе же есть ограничения предложения со стороны «Газпрома». Ограничения эти не особо и велики - компания поставляет газ в Европу примерно по нижней границе диапазона за последние пять лет.
Тем не менее, в сумме с другими обстоятельствами этого оказалось достаточно для почти трёхкратного роста цен от «нормы». «Газпром» исполняет все взятые обязательства, но вероятно мог бы экспортировать больше. Однако компания ограничивается полной загрузкой по «своим» трубопроводам плюс экспортом по украинскому направлению в рамках объёмов немногим больше, чем«качай-или-плати».
Любопытно, что после того как было принято решение о возможности только 50%-ной загрузки «Северного потока - 2», «Газпром» прекратил продажи на следующий год на своей ЭТП. Так или иначе, незначительно сократив экспорт, «Газпром» получил цены более чем в два раза выше «плановых» и дополнительный негласный аргумент в спорах по «Северному потоку-2».
Насколько опасна эта игра? Понятно, что в краткосрочном плане альтернативы поставкам «Газпрома» нет.
В среднесрочном плане основным риском традиционно считаются новые объёмы американского СПГ. Но принятие новых инвестрешений по заводам СПГ в США, да и в мире — буксует. Это выглядит странно, особенно для США, где много готовых проектов, а значительная их часть заложена в долгосрочные балансы. Они казалось должны были начать строиться даже при более низких ценах на рынке. В чём причина?
Во-первых, американская модель предполагает в большинстве случаев обеспеченность строительства новыми контрактами, а их ещё нужно заключить. Здесь есть прогресс но тоже всё не быстро. Ажиотажа нет. Это говорит в пользу того, что в среднесрочной (4-5 лет, время строительства завода) и долгосрочной перспективе участника рынка ожидают возврата цен к норме.
Кроме того, у владельцев американских СПГ-проектов и покупателей их сжиженного газа могут быть и другие опасения.
Во-первых, выросли внутренние цены на газ в США до $4,5/млн БТЕ по сравнению с ещё недавними $3. Считается, что долгосрочная цена в $3 устойчива, а сланцевого газа много. Но текущая ценовая конъюнктура также влияет на приятие решений: вдруг глобальные цены упадут, а внутренние нет?
Ещё одной причиной для задержки строительства мог стать кратный рост цен на сталь, что также увеличит стоимость завода. Тем более, что, как считается, этот рост временный, а значит есть смысл немного подождать.
Все эти факторы приводят к тому, что строительства откладываются, а значит — через четыре года, когда эти производства по плану должны войти в строй, можно ожидать нового дисбаланса.
Впрочем, за четыре года цены ещё скорректируются по другим причинам: это сделать может при желании и тот же «Газпром», нарастив поставки. Вопрос лишь в том — до каких уровней? Ведь одно дело — «на пределе» прибыльные $200+. И другое дело — комфортная цена в $350 за тысячу кубометров, которая наблюдалась в первой половине 2010-х на европейском рынке.
Как обычно, в два раза подробней+картинки+гиперссылки = по ссылке. https://gasandmoney.ru/analitika/opasnaya-igra-gazproma-kak-dolgo-proderzhatsya-vysokie-czeny/
Начинаем сезон с простенького текста про отношение населения к проблемам глобального потепления. Каких-то откровений нет, скорее личные переживания о происходящем. Краткое содержание:
По сумме различных причин Россия уже вовлекается в инициативы ЕС по декарбонизации. А значит тематика глобального потепления начинает затрагивать каждого из нас, вне зависимости от отношения к происходящему.
Если же принять глобальное потепление за аксиому, то мы в любом случае не попадаем в список стран с наибольшими рисками. Очевидные плюсы — увеличение числа регионов для эффективной с/х деятельности и возможность активного использования Севморпути. Основной минус — риски, связанные с работами в районах вечной мерзлоты.
Общественное мнение по-прежнему настроено к проблематике изменения климата скептически. Согласно недавнему опросу, отрицают глобальное потепление около четверти, ещё примерно столько же затруднились сформулировать своё мнение. А по данным ВЦИОМ, подавляющая часть участников считает влияние изменения климата несущественным для своей семьи и уж точно не готова доплачивать.
Простое объяснение антропогенного изменения климата широко известно, это так называемый парниковый эффект. Но климатические процессы слишком сложны, чтобы всё объяснить одним качественным эффектом без оценки количественного влияния. Самостоятельно разобраться во всех хитросплетениях нельзя, нужно довериться учёным. При этом, 97-99% учёных не сомневаются в антропогенном характере происходящих изменений.
Откуда возникает недоверие к практически однозначным выводам научного сообщества — тоже понятно. «Зелёная повестка» имела полную политическую поддержку на западе, насаждалось соответствующее общественное мнение. В этих обстоятельствах, разумеется, возникают, сомнения в объективности всего представленного пласта исследований. Ведь научная деятельность не избавлена от механизмов, которые могут приводить к искажениям. Даже на стадии публикации исследования редактор журнала, принимающий решение, всегда может найти причину для отказа. Можем ли быть уверены, что все качественные статьи, но отражающие «немодные» аспекты проблемы были опубликованы?
Вышесказанное, конечно, не означает, что идея антропогенного влияния на климат не имеет под собой оснований. Но быстрая политизация климатической тематики в результате заложила под все исследования «мину», которая ещё долго будет причиной большого числа сомневающихся.
Так или иначе, маховик декарбонизации уже запущен. Пусть в меньшей степени, чем в ЕС, но шаги принимаются и в США, и в АТР.
В результате, эта тематика затронет каждого из нас. Здесь и личное «ответственное потребление», экономное использование электричества и тепла, отказ от личного автомобиля.
В значительно большей степени всё это касается работников энергетического сектора. Всем им придётся в своей производственной деятельностью сталкиваться с шагами по декарбонизации своих предприятий.
Можно только позавидовать тем людям, которые искренне уверены в антропогенном влиянии на климат и, главное, эффективности предлагаемых решений, а значит чувствуют свою сопричастность с чем-то важным. Но обсуждаемые выше обстоятельства привели к тому, что у значительной части общества следует ожидать формального отношения к происходящему.
Если говорить об экономике страны то это, во-первых, трансграничный углеродный налог. Но многие компании начинают инвестиции в декарбонизацию даже в отраслях, не подпадающих под действие налога. Появляются экологические рейтинги компаний, а условия их кредитования будут зависеть от принимаемых усилий по декарбонизации.
На этом фоне остаётся главный риск: если значимого снижения выбросов СО2 достичь не удастся или уменьшение антропогенного воздействия по тем или иным причинам не замедлит процессы глобальных климатических изменений. Это означает, что огромные усилия, финансирование, и главное, время, которые сейчас будут потрачены на борьбу с эмиссией СО2, нужно было сразу перенаправлять на борьбу с последствиями этих климатических изменений.
Подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210829/klimat-1747669906.html
Цены на газ в Европе на днях обновили рекорды, но также газ впервые стал и дороже нефти в энергетическом эквиваленте, сообщает Platts (в АТР такое встречалось и ранее). На картинке цифры приведены к МВт-ч. Если оперировать более привычными нам единицами измерения, то коэффициент пересчёта газа в нефть по энергосодержанию составляет 0,172. То есть, в случае ценового паритета нефти и газа по содержанию энергии,
цена газа (в $/млн БТЕ)=0,172*цена нефти (в $/баррель).
Но газ всегда продавался заметно дешевле энергетического эквивалента нефти. Например, когда ранее «Газпром» реализовывал газ с нефтяной ценовой привязкой (сейчас таких контрактов осталось мало) коэффициент составлял не «паритетные» 0,172, а примерно 0,1. В таком случае при нефти по 65, газ по «старым» контрактам «Газпрома» стоил бы по $6,5 за млн БТЕ или $232 за тыс. кубов).
Другими словами, ЕС сейчас переплачивает не менее 72% за газ по сравнению с ценой, которую он мог бы платить если, бы сохранил нефтяную ценовую привязку.
Написал про монетизацию запасов жирного газа Ямала, сейчас рассматриваются варианты. У каждого свои плюсы и минусы:
- выделение жирных компонент газа и переработка в полимеры непосредственно на Ямале (нужно решать проблемы судоходства по СМП, сложная и дорогая стройка);
- выделение жирных компонент на Ямале с последующим их транспортом в район Дальнего Востока со строительством уже там нефтехимического производства (те же проблемы с СМП, нужна отгрузка и приём этана, но более удобная стройка);
- увод жирного газа в газотранспортную систему по отдельной нитке газопровода с последующим разделением в регионах европейской части России (дорогая труба, «двойные» расходы на транспортировку).
Простых решений ожидать не следует, этан и С3+, конечно, ценное сырьё, но в мире такого сырья много, а этан ещё нужно выделить из потока газа. В США даже собираются строить специальную электростанцию, чтобы сжигать лишний этан.
Подробности по ссылке https://rupec.ru/society/blogs/47276/,
картинка — экспорт этана из США.
Как «Газпром» достиг почти рекордного экспорта с минимальным украинским транзитом?
На фоне разговоров об умеренном объеме транзита газа через Украину посмотрел цифры. Среднесуточный транзит по итогам 1 полугодия — 124 млн куб.м. (оплачивается по «качай-или-плати» 110 млн). То есть, если предположить, что такой уровень сохранится до конца года, то прокачка составит 45 млрд куб. (при оплаченном в 40 млрд). Превышение идёт совсем небольшое.
При этом по итогам 1го полугодия «Газпром» сообщил что поставил в дальнее зарубежье без малого 100 млрд куб. (200 млрд в годовом исчислении), что немногим меньше рекордных значений. Нет ли здесь противоречия? Ведь раньше для таких объёмов необходимо было сильнее загружать украинское направление. Разумеется, по максимуму загружается «Ямал-Европа» и СП-1. Но СП-2 то пока нет. Такой результат при ограниченной загрузки украинского направления достигнут ещё за счёт трёх факторов:
- во-первых, резкий рост поставок в Турцию (до этого была сильная просадка, но и рост сейчас свыше +200% по итогам первого полугодия), а на этом направлении сейчас есть избыток мощностей (Турецкий поток-1, Голубой поток) никак не связанных с украинским транзитом и другими трубами в ЕС
- в полную силу началась работа сухопутного продолжения Тур.потока — а это уже, помимо Болгарии, Греции и Румынии, поставки и в Сербию, а в ближайшее время и Венгрию.
- не стоит забывать, что теперь в экспорт в дальнее зарубежье входят и поставки в Китай, т. е. нынешний годовой объём экспорта, скажем, в 200 млрд кубов уже не равен экспорту в западном направлении. В текущем году поставки в КНР должны составить около 10 млрд куб.м, дальше — больше.
Тем не менее. Если прикинуть на коленке, не меньше 5 млрд кубов поставок в 1полугодии всё равно не удаётся вписать в объёмы экспорта (100 млрд) с учётом загрузки действующей инфраструктуры. Не удивлюсь, если всё же в эти цифры экспорта входит и подъём принадлежащего Газпрому газа из европейских ПХГ.
Цены на нефть и газ на максимумах: отреагирует ли «сланец»?
Глобальные цены на нефть и газ обновили многолетние максимумы. И даже с учётом прошедшей выглядят высокими. Насколько устойчивы текущие котировки, ведь по законам рынка высокие цены должны стимулировать дополнительное предложение и последующее охлаждение рынка.
В этом контексте ситуации и на нефтяном, и на газовом рынке в чём-то схожи, в чём-то различаются. Схожесть, в том, что один из потенциальных источников дополнительного предложения — сланцевая добыча нефти и газа в США. Различия же в скорости реакции — в нефти всё происходит намного оперативней.
Начнём с нефти. Здесь причины высоких цен известны. Спрос восстанавливается, а договорённости ОПЕК+ в силе, хотя ограничения постепенно и снимаются. Но свыше 4 млн б/с по-прежнему находятся «запертыми». Одновременно, кое-где в мире предложение за пределами ОПЕК+ и сланцевой добычи «просело» на фоне наблюдающегося в последние годы недоинвестирования.
Стандартная логика развития событий известна: слишком дорогая нефть стимулирует добычу сланцевой нефти, что приводит к росту предложения и падению цен.
Соответственно, в моменты дефицита или избытка на рынке группе ОПЕК+ необходимо так «подкручивать» (т. е. увеличивать или уменьшать) добычу , чтобы цена находилась на приемлемом для всех уровне, но ограничивала развитие «сланца» (каков этот уровень — отдельный вопрос, но, скажем в районе $60-65). В теории всё понятно. На практике же — мы регулярно (да и прямо сейчас) видим споры среди участников ОПЕК+ в рамках реализации этого подхода.
Правда, сейчас у сторонников удержания высоких цен (то есть тех, кто призывает не торопиться с наращиванием добычи ОПЕК+) есть аргумент: восстановление «сланца» идёт очевидно вяло, американская добыча почти не растёт.
То есть, в этот раз американские сланцевики по сути негласно присоединились к ОПЕК+, предпочитая не наращивать добычу, а на фоне высоких цен раздавать долги и возвращать деньги акционерам. Но и для них нефть в $75-80 — уже достаточно соблазнительно, чтобы задуматься об увеличении объёмов.
Так или иначе, со стороны предложения у нас здесь уже три фактора неопределённости: Во-первых, признаки новых разногласий в ОПЕК+, которое может закончиться как продлением существующих ограничений, так и конфликтом и ростом добычи. Во-вторых высокая цена на нефть, что стимулирует рост добычи в США. А также «иранский фактор».
А что на газовом рынке, если также провести параллели со сланцевой добычей. Время от времени слышно мнение: сверхвысокие цены на газ неустойчивы, так как США при высоких ценах завалят весь мир своим СПГ. Это так, за одним исключением: в отличие от нефтяного рынка, где всё относительно быстро , дополнительные заводы СПГ ещё нужно построить, а это как минимум ещё 4 года.
Любопытно, что последние годы, в том числе среди экспертов мирового уровня, было популярно рассуждение: «Газпром» старается не допустить высоких цен в Европе с тем, чтобы не стимулировать строительство новых заводов СПГ в США. И действительно, «Газпром» в большинстве случаев при возможности старался наращивать экспорт в Европу.
Но сейчас ситуация изменилась: «Газпром» ожидает запуска «Северного потока-2», а потому не стремится наращивать поставки через Украину (ведь позже можно прокачать эти же объемы по новому, «своему», трубопроводу). Одновременно дефицит газа в европейских хранилищах снижает возможности политического противодействия будущему запуску СП-2. Так или иначе, работавшая ранее концепция отменилась, а от сверхвысоких цен «Газпром» получает дополнительную прибыль.
Пока мы не видим принятия окончательных инвестрешений по новым заводам СПГ в США. Но в долгосрочных балансах глобального спроса и предложения на новый американский СПГ приходится заметная доля. Поэтому начало новых строек СПГ-заводов в США вполне возможно, но влияние на рынок увидим спустя несколько лет.
https://ria.ru/20210709/neft-1740481491.html
Просит дорого: Катар продаёт долю в будущих заводах СПГ
Катар, готовящийся к расширению своих мощностей по производству СПГ, договаривается об участии в новом проекте и с иностранными инвесторами. Правда, сейчас ситуация по сравнению с временами предыдущих «волн» катарских СПГ-заводов отличается. Тогда от партнёров нужна была и техническая экспертиза, сейчас же для Qatar Petroleum такой прямой необходимости нет.
Напомним, что в марте Qatar Petroleum объявила, что после окончания 25-летнего периода становится единоличным владельцем первого СП с иностранными партнёрами. Совместное предприятие (QG1) включает в себе три линии по сжижению, работающих ещё с середины 90-х годов.
Тем не менее, Катар вновь ищет соинвесторов, но теперь в первую очередь не для технической экспертизы, а чтобы разделить риски и заодно получить дополнительную уверенность в рынках сбыта для своей продукции. И, конечно, подзаработать.
Подробнее - в авторской колонке Александра Собко:
https://gasandmoney.ru/analitika/prosit-dorogo-katar-prodayot-dolyu-v-budushhih-zavodah-spg/amp/
Соперники или союзники?
Вторичная переработка полимеров и риски для долгосрочного спроса на первичные пластики
Написал по теме. Пока растущему спросу не первичные полимеры ничего не угрожает. Более того, развитие вторичной переработки полимеров снимает многие вопросы экологов и к использованию первичных пластиков. Считается, cуммарный спрос на пластики будет увеличиваться намного быстрее темпов роста вторичной переработки, а потому итоговый спрос на первичные полимеры еще долгие годы будет только расти. Но на этом фоне последнее время мы видим как экологическая повестка занимает все большую роль в нашей жизни, в этих обстоятельствах окажется неудивительным, что в какой-то момент объемы вторичной переработки окажутся выше текущих прогнозов. Одновременно, появляются дополнительные риски и со стороны спроса на часть полимерной продукции: и у нас в стране, и за рубежом рассматриваются варианты запрета на трудно перерабатываемую продукцию из пластиков.
И на все эти неопределенности накладываются длительные сроки окупаемости новых нефтегазохимических производств. Капитальные затраты на интегрированные полимерные проекты велики, а сроки окупаемости легко могут исчисляться парой десятилетий.
Сейчас активно обсуждается возможность строительства производств полимеров на основе жирного газа полуострова Ямал. Но пока все на уровне дискуссий. Это означает, что реальное строительство может начаться уже ближе к середине десятилетия, а запущены заводы будут ближе к 2030 году. Если, к примеру, исходить из двадцатилетнего срока окупаемости, то для производств полиэтилена и полипропилена, запущенных в конце текущего десятилетия, нужно оценивать спрос и к 2045, а скорее к 2050 году.
Пока же быстрее всего ожидается падение темпов роста глобального спроса на первичный бутылочный ПЭТФ (хотя и тут ещё рост не десятилетие). В этом контексте ПЭТФ, как самый перерабатываемый полимер, становится в каком-то смысле опережающим индикатором, интересным сюжетом для наблюдения за влиянием вторичных полимеров на баланс спроса и предложения в будущем.
Россия преимущественно самостоятельно обеспечивает себя бутылочным ПЭТФ, существует небольшой чистый импорт в объеме менее 100 тыс. тонн в год при потреблении 600 тыс. т. С учетом увеличения объемов вторичного ПЭТФ, вовлекаемого в производство пластиковых бутылок, внутренний спрос на первичный продукт по прогнозам будет только снижаться, несмотря на суммарный рост рынка , что даже предвосхищает глобальные тенденции.
В три раза подробней + три картинки на тему = традиционно по ссылке. Картинки здесь не выкладываю т. к. это невозможно для постов более 1024 знаков, а дробить без необходимости не хочется.
https://rupec.ru/society/blogs/47064/
Почему цены на нефть высоки? Много слышим про избыток денежной массы и даже новый сырьевой суперцикл, но фундаментальная причина известна: сохраняющиеся ограничения ОПЕК+ (сейчас это около 6 млн б/с) при постепенно восстанавливающемся спросе. Ещё одна составляющая предложения— «сланец» в США. Ранее с каждым циклом роста цен на нефть, сланцевая добыча росла, что приводило к падению цен и долгим спорам в ОПЕК+.
В этот раз пока везёт - сланцевики решили воспользоваться высокими ценами, чтобы расплатиться с долгами, а не наращивать добычу. Но прогнозы говорят о возможном росте (картинка Bloomberg). При этом и участники ОПЕК+ не в восторге от ограничений.
Много говорилось, в т.ч и нашими оф.лицами, что нужно подкручивать сделку ОПЕК+ так, чтобы держать $50-55, максимум 60 - точная цифра зависит от оценок себестоимости сланц. добычи, которые разнятся. Сейчас 70+, а на горизонте — смягчение с Ираном. Помочь может общее недоинвестирование в секторе, отчего появляются и прогнозы в $100/б. Неопределённостей много.