2300
Все аспекты нефтегаза и энергетики: геополитика, экономика, финансы, быт. Личный канал А.Собко.
К сегодняшней новости, что газопровод из Ленинградской области до Мурманска будет строить «Новатэк», а не «Газпром». При этом, труба будет использоваться не только для доставки газа на будущий завод СПГ, но и для газификации самого региона (30 млрд на СПГ, 10 млрд — на газификацию региона). Прецедент строительства и, вероятно, будущего владения, региональным магистральным газопроводом (хотя формально это газопровод-отвод, чтобы не нарушалось законодательство) за периметром «Газпрома» (если оставить за скобками проект на особых условиях СРП «Сахалин-2», хотя сейчас и там «Газпром» контролирующий акционер). Почему такое решение принято можно только догадываться. Некоторые рассуждения на этот счёт.
1. Вероятно, одна из причин - непростое экономическое положение самого «Газпрома», который потратит крупные суммы на «Силу Сибири -2».
2. Да, у нас появляется крупный газопровод за периметром газовой монополии, но это одновременно уменьшает вероятность выделения всей газотранспортной системы в отдельную компанию, о чём разговоры идут не первый год. Скорее мы идём к американской модели, где разными газопроводами могут владеть разные компании, часто под свои нужды.
3. Но даже в такой модели всё это ещё больше актуализирует вопросы недискриминационного доступа третьих лиц.
4. Для «Новатэка» на мой взгляд это не очень уж позитив, в первую очередь — это дополнительный CAPEX, который, к тому же, вероятно, не «зашьёшь» в проект «Мурманского СПГ», т. е. не разделишь с будущими зарубежными акционерами. Однако, своя труба — это переход в «другую лигу».
5. Когда проект «Мурманский СПГ» только был анонсирован, допускалось, что газ для сжижения может быть газпромовский. Уже в июне сообщалось, что газ будет из месторождений «Новатэка» на юге полуострова Гыдан.
6. Значит остаются под обсуждением два участка трубы.
Во-первых основной, «главный» участок из региона Ямала/Гыдана до Ленинградской области— вероятно это будут мощности, которые ранее предполагалось использовать для подачи газа в Северные потоки (т. е. вход в районе полуострова Ямал, т.н. система газопроводов "Бованенково-Ухта-Торжок"). Тут тоже можно ожидать дискуссию с "Газпромом" о тарифе. Тариф очень критичен для конечной себестоимости газа для сжижения (в общем случае, схема длинная труба+завод СПГ не очень рентабельна). С другой стороны, трубы всё равно простаивают и других источников их наполнения пока нет.
Второй участок - в любом случае нужен газопровод от месторождений «Новатэка» до «главной трубы» (Ямал-Ленинградская область) - не удивлюсь если его тоже будет строить «Новатэк». (В теории возможны какие-то свопы, и сдача газа "Новатэка" в другой точке, так как вместе с лишними газопроводами в Бованенково есть и лишний газ). Следим дальше.
Немного наблюдений/рассуждений про российский разворот от Запада к Востоку и ESG (условно, т.н. "зелёная повестка"). В различных источниках читаю, что, мол, несмотря на разворот, ESG-тренд остаётся актуальным, т. к. тот же Китай уделяет этому процессу существенное внимание.
Разница лишь в акцентах.
Критики ESG считают, что это ошибка КНР, которую не нужно повторять.
Сторонники ESG напротив, указывают, что от процесса никуда не деться, т. к. что Запад, что Восток — все идут в этом направлении, а значит и нам нужно не забывать.
(Оба мнения сильно упрощаю — просто чтобы не удлинять пост точным описанием).
На мой взгляд, всё немного по другому — и в первую очередь потому, что и сторонники, и противники часто рассматривают зелёную историю, как единое целое — и либо всё считают негативом («пузырём», проектами с отрицательной энергорентабельностью и прочее), либо же, соответственно наоборот - единственной возможностью человечества уберечься от глобального потепления изменения климата.
Но всё же тут нужно разделять вопросы самообеспечения энергией (ВИЭ), и вопросы связанные исключительно со снижением углеродных выбросов. Понятно, что здесь много взаимосвязей, так как второе очень часто используется для того, чтобы улучшить экономику первого, и тем не менее.
И даже водородная энергетика, (к которой, кстати, всегда относился критично, и которая пока по-прежнему не становится game-changer’ом), - это по-большому счёту в первую очередь попытка ответа на проблему хранения энергии ВИЭ.
Собственно, если мы попытаемся разделить ESG на 2 части (самообеспечение энергией и борьба с выбросами углекислоты), то разница будет значительная.
Китай отлично решает свои проблемы энергодефицита за счёт ветряков и солнечных панелей. А как красиво решается вопрос с электромобилями (и здесь главное — отказ от жидких моторных топлив, где растущая зависимость от импорта — это уже близко к вопросам геополитики) — это отдельная история. Взяв на вооружение все западные тренды, Китай решает не только свои вопросы энергобезопасности, но и создаёт мощную экспортную индустрию.
Так или иначе, в сухом остатке — нужно ли нам, как стране с высокой доле сырьевого экспорта, обязательно следовать в ESG-тренде или «по желанию» и в тех сегментах, где мы видим для себя интерес? Единственное за чем нужно следить — это за азиатскими аналогами ТУР — трансграничного углеродного налога (точнее — просто углеродного налога на своё производство, но для импорта подключается трансграничный налог — чтобы синхронизировать нагрузку). Напомню, что ещё в 2021 году этой теме у нас уделялось много внимания (на фоне скорого ТУР в ЕС), кроме того обсуждались и проекты CCS (улавливание и хранение углерода), как способ снижать выбросы (и продавать эти углеродные единицы). В основном риски были для стали, удобрений, нефтехимии. (нефтегаз на первом этапе выведен из под ТУР). Сейчас весь этот экспорт переориентирован за пределы Европы.
Да, углеродный налог, как отмечал выше, может просто использоваться для того, чтобы повысить конкурентоспособность продукции с использованием ВИЭ/хранения, а не для того, чтобы «идеологически» снижать углеродные выбросы.
Но когда в КНР, с одной стороны, уже очень низкая себестоимость «ветра/солнца», а с другой стороны, огромная преогромная угольная энергетика (которую потенциальный серьёзный углеродный налог сразу угробит), ожидать каких-то серьёзных программ на этот счёт (за исключением формальностей для диалога с Западом) всё же бы не стал.
👆Написал для G&M немного рассуждений (впрочем, цифры и графики тоже присутствуют) про спотовый рынок СПГ. С одной стороны, эти цены уже серьёзно влияют на весь рынок. С другой стороны, спотовые объёмы во многом сконцентрированы у трейдеров, которые изначально покупают этот СПГ у производителей по долгосрочному контракту. Трейдеры рискнули, и удача улыбнулась им — на рынке дефицит и «спот» дорог. Но впереди вероятный избыток предложения, спотовые цены могут упасть. Захотят ли трейдеры оставить эти объёмы у себя? Или будут пристраивать по долгосрочным контрактам? И если да, найдутся ли покупатели?
Читать полностью…
Почему-то мало обсуждают санкции США на два перегрузочных (с танкеров ледового класса на обычные) терминала СПГ «Новатэка» (Мурманская область и Камчатка). А вопрос серьёзный. Это не просто санкции, а т. н. SDN-лист, который предполагает запрет на взаимодействие с попавшими под санкции компаниями под угрозой вторичных санкций.
Как трактовать это взаимодействие с перегрузочными терминалами? Можно ли будет третьим компаниям получать в таком случае с них СПГ? На этих терминалах основана логистика с «Арктик СПГ 2», что особенно актуально в условиях вероятного дефицита ледовых танкеров.
За последние сутки уже двое коллег из СМИ предложили высказать мнение. Но ответа у меня нет. Возможно здесь нужен юрист. Возможно, это прецедент, который непонятно как трактовать.
Возможно, здесь уже есть однозначный запрет на любые операции с перегрузочными терминалами, но это так сурово, что мы пока отказываемся в это верить. Следим дальше, какие ещё способы найдутся, чтобы рост рынка СПГ доставался только «молекулам свободы».
Неспешно выходим из августовского затишья. Начнём с (да, очередной)), картинки по прогнозу производства СПГ в мире, на этот раз от Rystad Enegy. Что здесь интересно. Отсутствие какого-либо роста для российского экспорта СПГ. Т.е. они игнорят даже первую линию «Арктик СПГ-2», которую учитывает, к примеру, тот же Bloomberg.
Удивительно, что это, повторюсь, прогноз от норвежской Rystad, которая казалась одной из наиболее качественных и в меру возможностей не политизированных консалтинговых контор. На картинке хорошо растёт производство только в С. Америке, плюс Ближний Восток (Катар — его трудно проигнорировать). Африку они тоже списали — нет никакого роста, хотя проекты там есть строящиеся, даже без проблемного Mozambique LNG.
Отдельное расстройство, что у них сильная экспертиза по сланцевой добычи США (в сланцах они — сюрприз? - оптимисты), всегда обращал внимание на их прогнозы (в т.ч. и потому, что хороших альтернатив — немного). Сейчас будет больше вопросов и здесь. #вотипосмотрим
Строительство первых модулей для канадского завода СПГ, Woodfibre LNG, началось в Китае. История интересна тем, что у проекта не было официального инвестрешения (FID), хотя ещё больше года назад было объявлено, что генподрядчик (McDermott) получил его аналог — т. н. "notice to proceed”. Тем не менее, именно начало работ добавляет уверенности в реализации проекта. Думаю, сейчас этот проект можно полностью учитывать в будущих балансах. Кстати, reuters уже включает Woodfibre в свой график североамериканских строящихся заводов (см. рисунок), ориентируясь на запуск в 2027 году. Завод небольшой — 2,1 млн т в год.
https://www.offshore-energy.biz/mcdermott-officially-starts-construction-of-woodfibre-lng-project
И отчасти в продолжение предыдущего материала. Пока же избытком СПГ и не пахнет. Всего два небольших проекта должно быть по плану запущено в 2023 году. Но как стало известно сегодня, один из них (Tortue LNG, Сенегал-Мавритания, 2.5 млн т) уже переносится на 2024 год. Т.е. остаётся только tangguh LNG Т3, Индонезия (3.8 млн т), вроде там даже какая-то пусконаладка уже идёт. Есть, правда, ещё третий, немного загадочный плавучий Fast LNG в Мексике, который, то ли будет, то ли нет.
https://www.nasdaq.com/articles/bp-says-senegal-mauritania-lng-project-start-up-slips-to-q1-2024
«Горшочек, не вари»: ждать ли ещё больше СПГ из США?
Колонка Александра Собко специально для Gas&money:
Возможное перепроизводство на рынке СПГ - вновь актуальная тема для обсуждения. Правда ни в текущем, ни в следующем году избытка не планируется, пока новых заводов будет запускаться совсем немного. Но уже с конца 2024 года и далее прирост новых мощностей окажется заметен.
Определённый парадокс состоит в том, что с глобального газового рынка вследствие известных обстоятельств ушло свыше 140 млрд кубометров российского трубопроводного газа. И в какой-то момент казалось, что раз СПГ должен постепенно эти объёмы компенсировать (при допущении, что российский газ уже не вернётся в Европу в прежних объёмах), то значит и избытка на рынке сжиженного газа ждать ещё долго, ведь для этой компенсации нужно было бы свыше 100 млн т СПГ.
Но биржевые цены на газ почти вернулись к норме. По факту это означает, что энергетический рынок в целом «переварил» проблему. И новый избыток СПГ может привести к снижению цен. Конечно, в свою очередь, дешёвый газ повысит спрос, что поддержит котировки, но лишь отчасти, да и для этого нужно время.
Итак, что по цифрам? Текущий объём рынка СПГ (на 2022 год) — 400 млн т. В настоящее время на разных стадиях строительства находятся заводы СПГ общей мощностью около 175 млн т в год! Как нетрудно заметить, эти объёмы уже приближаются к половине от всего нынешнего рынка СПГ.
Чтобы переварить такой объём, рынок СПГ должен расти в среднем со значительным темпом в 10% в год. Тем более, что запуски заводов идут неравномерно - в ближайший год новых объёмов будет немного, а дальше — резко больше. Если не будет форс-мажоров, то все строящиеся заводы должны быть запущены в течение ближайших пяти лет.
Конечно прогнозировать будущий спрос непросто, например планы по замещению угля способны значительно увеличить спрос на газ в целом, и СПГ, в частности. Тем не менее, определённый риск избыточного предложения СПГ присутствует.
Подробнее: https://gasandmoney.ru/analitika/gorshochek-ne-vari-zhdat-li-eshhyo-bolshe-spg-iz-ssha/
Любопытная таблица «Интерфакс» с разбивкой по росс.производству СПГ по месяцам. Оказывается одна из линий «Ямал СПГ» уже уходила на тех.обслуживание в июне (думал в июле) — в принципе на это намекали данные по снизившимся июньским отгрузкам Bloomberg, что обсуждали немного ранее. Ещё одна линия уходит на техобслуживание в августе. Плюс в июле похожие работы должны проводиться и на «Сахалин-2».
Всё это важно не только потому, что объёмы производства СПГ в этом году ожидаемо чуть припадут, но и т. к. впервые тех.обслуживание проходит на фоне ушедшего соответствующего западного сервиса.
Не так много нового про планы «Новатэка» мы узнали в рамках церемонии отправки первой линии "АСПГ 2" на Гыдан, но кое-что было. Выделил бы два момента.
Во-первых, платформу для «Мурманского СПГ» начнут лить уже через год, когда освободится место от 2й линии «Арктик СПГ2». Означает ли это, что «Мурманский» запустят быстрее «Обского»? (Доков два, но на тот что освобождается сейчас — придёт 3я линия "Арктик СПГ2).
С одной стороны, логика есть в этом — кой-какие вопросы с электроснабжением «Арктик СПГ 2» остаются, и добавлять к этому похожие проблемы на «Обском», не разобравшись с первым сюжетом, было бы неправильно. При этом на «Мурманском» будет внешняя электроэнергия, т.е. этих проблем не будет.
С другой стороны, мощность «Обского СПГ» - условно 2.5 млн т, «Мурманского» - условно 6. Вероятно, оба будут строить на версиях «Арктического каскада». Но переход сразу к «Мурманскому» - это «прыжок» от маленького «Ямал СПГ Т4» на 0.9 млн т к 6 млн, без «промежуточных» 3 млн т на "Обском". Тоже риск.
Второй момент — это информация о новых контрактов самого «Новатэка» с японскими компаниями (под объёмы с «Арктик СПГ 2»)
Напомню, что в «Ямал СПГ» у «Новатэка» были законтрактованы небольшие объёмы, порядка 15% мощности завода (при доле в акционерном капитале в 50%). Продавали и больше, но это объёмы сверх проектной мощности, плюс спец.случай с объёмами для Индии.
Напротив, в «Арктик СПГ 2» компании забирают СПГ пропорционально доле в капитале, а она у «Новатэка» - 60%, т. е. без малого 12 млн т СПГ «Новатэк» уже будет продавать сам. Ранее уже были подписаны два контракта с китайскими компаниями (и, кстати, это не «большая тройка», а ENN и Zhejiang, в сумме на 1,6 млн т), может быть что-то пропустил. Сейчас вот новые контракты с японскими покупателями (объёмы неизвестны), будет что-то ещё. Следим дальше.
Хорошая и, главное, свежая (по май 2023 включительно) картинка (из материала OIES по данным Kpler), иллюстрирующая то, что мы в общем-то и так знаем:
практически весь СПГ с Ямала по-прежнему направляется в Европу, а не в Азию. Несмотря на обсуждения в ЕС запретить российский СПГ, пока даже в больших объёмов, чем раньше. Провалы (июль-сентябрь) связаны с летним, максимально удобным транспортом по СМП, когда льды тают. Сейчас тоже можно ожидать роста отгрузок в Азию: помимо ледовой обстановки, спот-цены в АТР уже на 2+ доллара за млн БТЕ (70+ долларов за тысячу кубов) выше, чем в Европе.
«Электрификация» российского СПГ: ответ на санкции плюс снижение углеродного следа
Колонка Александра Собко специально для G&M:
Последнее время «электрификация» будущих российских заводов СПГ — популярная тема для обсуждения. Причин тому две. Во-первых, недавно анонсированный проект «Мурманский СПГ», где в качестве источника энергии планируется использовать избыточные мощности «Кольской АЭС». Во-вторых, трудности с поставками западных газовых турбин на фоне давно известных проблем с импортозамещением в этом секторе у нас. О чём идёт речь, как эти аспекты связаны друг с другом, и почему это сейчас важно, предлагаем разобраться.
Итак, любому заводу СПГ для работы требуется энергия. Исторически, как правило, в качестве источника энергии также использовался сам природный газ. Это просто удобно, особенно с учётом того, что многие заводы СПГ находятся в отдалённых регионах. К слову сказать, энергетические расходы составляют около 10% от сжижаемого газа. С некоторой долей условности, весь объём необходимой энергии можно разделить на две крупные части.
Подробнее: https://gasandmoney.ru/analitika/elektrifikacziya-rossijskogo-spg-otvet-na-sankczii-plyus-snizhenie-uglerodnogo-sleda/
В этом году с ежегодными (по итогам 2022 года) обзорами по глобальному СПГ дела обстоят странно.
В начале года вышел обзор Shell, за что им спасибо (а то до июля бы вообще ничего толком не было), но он всё-таки подчёркивает интересные аспекты, а полной системности и статистики в нём нет.
Затем мы традиционно в апреле-мае ждём главный отчёт СПГ-шников от GIIGNL, но он почему-то не вышел до сих пор (но подозреваю, что уже существует).
Наконец, в июне, традиционный статистический обзор мировой энергетики от BP, где выделена СПГ-шная часть, хоть и небольшая. Но с этого года его передали в ведение Energy Institute, и, как уже писал недавно, там полный позор из-за ошибок/опечаток.
И вот, наконец, сегодня и вовремя вышел традиционно обстоятельный обзор СПГ от IGU, где в принципе многие таблицы уже дублируют "главный обзор СПГ-шников" GIIGNL, хотя конечно, при сравнении лучше опираться на обзоры одной серии.
https://www.igu.org/wp-content/uploads/2023/07/IGU-LNG2023-World-LNG-Report.pdf
К теме дня — о новых 94 малотоннажных СПГ-заводах к 2030 году (на 6 млрд кубов газа в год). Нужно ли или нет?
Внутренний спрос тут может быть двух типов — заправки (замена жидким моторным топливам) и удалённая газификация.
Удалённая газификация — хорошо, но тут всегда вопросы, какая будет цена, запросто может быть выше регулируемой, со всем комплексом проблем субсидирования.
Если же говорить про заправки, то история старая. Зачем нам нужно переводить автопарк в самом широком смысле на газ?
Конечно, СПГ более экологичен, чем дизель (не в плане выбросов углекислоты, а всего того, что вредно нам самим), но и возни с ним намного больше.
Поэтому, по большому счёту, перевод автотранспорта на газ нужен, чтобы высвободить нефть на экспорт.
Соответственно, вопросов здесь два.
1. Будет ли дополнительный спрос на нашу нефть в мире на средне и долгосрок? (Спрос скорее будет расти слабенько, но и в добычу недоинвестирование. С другой стороны, на краткосроке КСА и ОПЕК+ пока только снижают и снижают объёмы, чтобы удержать цены).
2. Если дополнительный спрос на нашу нефть будет, то что с нашей стороны. Есть ли возможность нового предложения с новых проектов (т. к. в старых регионах добыча снижается), или же мы даже с учётом новых проектов можем только удержать полку.
Если предложения нефти достаточно — необходимости в СПГ-зации автотранспорта нет, в противоположном случае — есть (при наличии глобального спроса на нашу нефть).
Так что нужны или не нужны малотоннажные СПГ-заводы, ответ следует искать по большому счёту не в газовой, а в нефтяной сфере. Конечно, мы не обсуждаем экспорт, это уже отдельная история для которой пока нет главного — свободного, без исключений, экспорта СПГ.
Всё больше у нас пошло разговоров о планах наращивать и наращивать экспорт СПГ (жаль, что для этого понадобилось кратное уменьшение экспорта газа в ЕС, ну хоть так). Оставим за скобками известные риски с оборудованием, будем считать, что всё получится. Но быстро нарастить всяко не удастся, фактически индустрия выйдет на большие объёмы в 2030+ годы.
Здесь уже появляется большой риск — пока гипотетическая близость пикового спроса на газ и СПГ (некоторые прогнозы прочат уже в 30х годах), после чего контрактовать новые объёмы будет сложнее, а риски ценовых войн станут выше, особенно если к тому времени не образуется «газовый ОПЕК».
Да, история с «пиками» ископаемых энергоносителей очень спекулятивна, достаточно посмотреть на якобы пики других ископаемых топлив, которыми нас пугают несколько лет, а признаков эти пиков нет даже для угля, не говоря уже о нефти.
Но каждый ресурс уникален, и с газом может оказаться по другому. Газ в спросе «зажат» между намного более дешёвым углём и уже сопоставимыми (а где-то дешевле) по цене ВИЭ.
Конечно, у газа есть свои плюсы — это «бекап» при ВИЭ генерации, более чистое (в плане вредных частиц) топливо по сравнению с углём. Плюс отказа от угля при декарбонизации, и дополнительный спрос на электричество, если электромобили разойдутся.
Но риск для спроса всё равно есть есть, а значит, если Россия заинтересована сейчас в росте глобального спроса на СПГ в долгую, очень долгую, значит нужно радоваться не «разовым» сверхвысоким ценам, а стабильным средним ценам, позволяющим, конечно, производителям СПГ нормально зарабатывать, но и стимулирующим развивающиеся страны АТР увеличивать долю газа в балансе, не переживая что однажды, как в 2022, цены вырастут в три раза. А поставщики по долгосрочному контракту откажутся поставлять СПГ, заплатив небольшой штраф.
К вопросу о поставках российского газа в Узбекистан (пока договорились о 2,8 млрд куб.м в год). Да, история давно готовилась и вполне ожидаемая. Основное здесь — снижение собственной добычи в Узбекистане, напомню, что прошлой зимой, которая временами оказалась на удивление холодной, были заметные трудности. Но главное, что Узбекистан по-прежнему экспортирует небольшие объёмы газа в КНР (объёмы примерно соответствуют новым российским поставкам) .
То есть, российские поставки — по крайней мере до тех пока экспорт в Китай не прекращается - это для Узбекистана в первую очередь возможность поддержать свои объёмы экспорта в КНР на фоне падающей собственной добычи и хорошего внутреннего спроса.
Отсюда вытекает главный вопрос — цена поставок газа в Узбекистан. Конкретики тут не встречал, но вопрос цен традиционно не афишируется в подобных договорах. В теории, она могла бы быть не очень высокой, «дружественной». Но т. к. эти поставки по сути связаны с экспортом самого Узбекистана (который сам добывает немало — немногим менее 50 млрд куб.м в год), то по хорошему и цена газа также должна быть привязана к нефтяным ценам, пусть и с определённой скидкой за «транзитную историю». Напомню, что цены экспорта среднеазиатского газа в Китай имеют «нефтяную» привязку, но несколько выше, чем цены российских («Сила Сибири») поставок. Следим дальше. Может быть что-то появится из таможенной статистики или других источников. И конечно, интересно сравнивать теперь объём росс. поставок в Узбекистан/объём узбекских поставок в КНР. Ранее, на фоне дефицита и до появления возможности получать российский газ, в Узбекистане заявляли о планах к 2025 году вообще отказаться от экспорта в КНР.
Интересное преломление давней европейской истории «хотим СПГ, но не хотим ничего ( т.е. долгосрочный контракт) обещать». Блумберг сообщает, что вскоре начинается бронирование мощностей в новых немецких терминалах по регазификации.
И регулятор хочет, чтобы 50% от всего бронирования сопровождалось условием обязательной поставки.
Понять европейцев можно — регазификация самый дешёвый элемент в цепочке поставки газа в виде СПГ, это около 20 долларов за тысячу кубометров. Поэтому минимальные отклонения цены в пользу других рынков позволяют трейдеру просто списать эти затраты, продав СПГ, к примеру, в АТР.
Но так как речь, вероятно, идёт о спотовом СПГ, то подписываясь на такие обязательства по использованию терминала, поставщик СПГ фактически обязуется и продать СПГ по биржевым ценам, а какими они будут в момент поставки, в настоящий момент определить невозможно. Получается ненужный риск.
Конечно, если трейдеры уверены, что зимой в Европе СПГ опять будет дороже, чем везде, то почему бы и не гарантировать себе местечко для регазификации. Но тогда бы и немецкий регулятор не переживал о возможном недоиспользовании терминала.
Словом, денег на то, что Германии удастся провести аукцион по регазификационным мощностям с подобным обременением, я бы точно не поставил. Следим дальше.
https://www.bnnbloomberg.ca/germany-seeks-to-lock-in-lng-supply-to-avoid-trader-diversions-1.1976476
Спотовый рынок СПГ: новая норма или феномен высоких цен?
Независимый аналитик Александр Собко специально для Gas&Money
Уже через полтора-два года на рынок начнут выходить значительные объёмы СПГ, что может привести к избытку на рынке и падению спотовых цен. С одной стороны, спотовые цены уже давно являются важным индикатором рынка. С другой стороны, большинство производителей по-прежнему значительную часть от производства (особенно для новых заводов) контрактуют по долгосрочным договорам, где ценообразование обычно не связано со спотовыми котировками. Нет ли здесь противоречия? Не будем оставлять «разгадку» на потом: противоречия здесь нет, так как на рынке важную роль играют трейдеры, «связывающие» своими контрактами эти два полюса рынка. Но в любом случае, в этой истории есть, что обсудить.
Итак, в первом, а скорее даже в нулевом приближении, переизбыток на рынке не сильно заботит производителей СПГ. Высокая доля долгосрочных контрактов оказывается основным способом для производителя защитить свои доходы. Не случайно, американские проекты СПГ принимают инвестрешение, когда законтрактовано свыше 80% всех объёмов, а правило «сжижай-или-плати» (за использование мощностей) позволяет окупать инвестиции в завод СПГ, даже если он простаивает. В других регионах мира ценовым ориентиром долгосрочного контракта часто является нефтяная котировка, считается что риск существенного и продолжительного снижения нефтяных цен — невелик.
Подробнее по ссылке: https://gasandmoney.ru/glavnoe/spotovyj-rynok-spg-novaya-norma-ili-fenomen-vysokih-czen/
Из новостей: «Ямал СПГ» произвёл 100 млн т СПГ. Красивая цифра, но что тут ещё интересно. Нулевая ставка по НДПИ для «Ямал СПГ» распространяется на добычу первых 250 млрд кубометров газа или 12 лет с начала первой добычи. Также после этого снизятся льготы по налогу на прибыль и другим налогам. На каком этапе мы сейчас?
100 млн т СПГ — это примерно 136 млрд кубометров газа. Плюс, ещё, скажем, пусть 5% от этого объёма (берём по минимуму, т. к. холодный климат) пошло на энергетические цели сжижения. Итого — оценочно 143 из льготных 250 млрд уже добыто.
Первая линия была запущена в декабре 2017 года, т. е. прошло примерно 5,5 лет работы. Но понятно, что средняя мощность за этот период была намного ниже действующей, т. к. линии запускались поэтапно.
Так или иначе, если считать, что осталось 250-143=107 млрд льготных кубометров, это примерно соответствует 75 млн т СПГ.
При средней загрузке, скажем 18 млн т в год (очень консервативно, всего 10% превышения над проектной мощностью, в прошлом году было около 20% превышения) до завершения льготных объёмов остаётся около четырёх лет. Но скорее всего средняя загрузка будет выше, а сроки — соответственно ещё меньше.
Льготные объёмы добычи, с высокой вероятностью, будут потрачены суммарно где-то за 9 с небольшим лет, к началу 2027 года.
Выводы?
Было много критики, мол, «Новатэк» «недоплачивает» налоги из-за льготных режимов. Но вот окончание этих режимов не за горами, а заводу ещё работать и работать, и платить эти налоги.
Соответственно и акционерам будет доставаться меньше прибылей от «Ямал СПГ», правда к тому времени уже должен заработать «Арктик СПГ 2» с похожим льготным налоговым режимом.
Пара картинок. На первой (Bloomberg) - прогноз глобального производства СПГ по месяцам (с разбивкой по регионам) на ближайший год. Из интересного — фактически роста предложения нет ещё целый год (о чём много говорилось). И отметим, что доля России заметно растёт уже с будущей зимы за счёт запуска 1й линии «Арктик СПГ 2».
Вторая картинка (timera) – прогноз динамики спотовых цен на СПГ в АТР по их модели. Видно заметное падение после начала периода избытка - 2026 год и далее (разумеется, это всё прогнозы, плюс там и допуски есть в разные стороны по предложению). Но любопытно, что на 2024 год поставлены средние цены — около 20 долларов за млн БТЕ, т. е. где-то в 1.5-2 раза выше, чем сейчас. Если этой модели верить, это означает, что растущий спрос на фоне стагнирующего предложения ещё приведёт к ценовому всплеску в следующем году, и даже ещё в 2025 году будут очень приличные цены. А дальше — как получится, но риски перепроизводства, конечно, есть.
Пришли новости по ГПЗ-СПГ в Усть-Луге. Точнее, как новости: сроки запуска смещаются на два года, и вместо давным-давно поставленного «формального» 2024 — теперь 2026. Но то, что к 2024 ничего не удаётся построить, было понятно давно. Думаю, что и в 2026м это также нереально с учётом массы возникших сложностей. Хотя по слухам работа действительно кипит.
Гораздо интересней другое. То, что также доходило на уровне слухов — что возможно будет на две линии СПГ на 13 млн т, а четыре — соответственно на 26 млн т, теперь уже, судя по заявлениям официальных лиц, рассматривается как один из вариантов. Хотя это означает, что и технологические, и прочие риски удваиваются.
Причины понятны - «лишние» 18 млрд кубов сухого газа, которые после разделения 45 млрд кубов на ГПЗ должны были возвращаться обратно в ГТС — сейчас уже там особо не нужны.
Впрочем, в теории на Балтике можно строить практически неограниченные СПГ-мощности, раз есть два простаивающих подвода к «Северным потокам» на 110 млрд кубометров в год. Сжижай-не хочу.
Так что проблема скорее в технологиях, оборудовании и возможности относительно быстро всё масштабировать. Плюс проблемы транспортировки и общей себестоимости.
А эти 18 млрд, на фоне такого избытка в регионе, казалось бы особой роли и не играют. Но разница с газом для "потоков" есть. Те объёмы для СП-1 и СП-2 можно просто придержать и не добывать/транспортировать. А указанные 18 млрд - они образуются в рамках проекта ГПЗ-СПГ-ГХК, и их в любом их нужно куда-то использовать. Уменьшать же перерабатываемые объёмы, чтобы газа было только на 2 линии СПГ - это переделывать весь проект, и главное комплекс газохимии, что нерационально.
https://www.kommersant.ru/doc/6136843
👆написал колонку про предполагаемый избыток на глобальном рынке СПГ, и один из его источников - СПГ из США. Реализуется ли этот сценарий с избытком газа (который, кстати начнёт формироваться только через год или чуть позже), или рынки по факту всё переварят, мы узнаем где-то в 2025 году, а пока, думаю, эта тема ещё ни раз будет обсуждаться в различных аспектах. Сейчас скорее "заходный" текст с некоторыми цифрами в балансах и базовыми тезисами.
Читать полностью…
Сообщают, что уже третий СПГ-танкер класса Arc7 для «Арктик СПГ 2» на «Звезде» спущен на воду. Но полностью сданных газовозов пока нет, по спущенным ранее ещё двум ведутся «достроечные работы». Напомню, в начале января прошла информация, что только два танкера «Звезда» сможет достроить без проблем, т. к. французская GTT, поставщик критически важного материала, прекращает работу со «Звездой» из-за санкций. Но пока новостей о проблемах в этом направлении так и не появлялось. Может действительно, прощаются, но не уходят? Следим дальше.
Читать полностью…
Цены на литий — проверяем прогноз год спустя. Иногда делаю заметки в рубрику #вотипосмотрим, но потом забываю про них). В этот раз вспоминаем заметку от июня прошлого года. Тогда цены на литий сильно росли и достигли 60+ тыс. долларов за тонну карбоната лития.
Тем не менее, Goldman Sachs прогнозировал существенное падение котировок и среднегодовую цену в 2023 году в 16 тыс долларов за тонну. Цены, в результате, росли до конца года после этого прогноза.
Падение цен в 2023 году действительно случилось, но далеко не такое существенное (картинка из свежего обзора IEA). Полгода уже прошло, и понятно, что никаких 16 тыс. среднегодовых в любом случае уже не будет.
Разница с прогнозом очень существенная - ещё один пример, что прогнозировать цены на сырьевые товар непросто, даже если это топ инвестбанк с разными моделями ит.п.
P.S. Напомню, что обычно литиевая тема находится в спин-офф канале @li_rush, там правда в основном репосты. Текущий канал практически полностью превратился в газовый, а скорее СПГ-шный.
Отчасти вдогонку ко вчерашнему посту. Сегодня картинку по экспорту российского СПГ (суммарные отгрузки + отдельно в КНР) выложил блумберг, правда он нагнетает: Азия в целом, и даже, Китай, снижают импорт росс.СПГ, мол боятся санкционных рисков
Признаться, далеко не всегда соглашаюсь с комментаторами, которые видят в заметках bloomberg ангажированность. Но почему Европа не боится этих рисков и пуще прежнего закупает российский СПГ — bloomberg не объясняет.
С точки зрения логистики «Ямал СПГ» всё прозаично — Европа ближе и весной платила больше. Обращает внимание, что суммарные отгрузки СПГ в июне упали (на картинке все заводы), это тоже может транслироваться в уменьшение экспорта в АТР, особенно если снижение было за счёт Сахалина.
Тут показательнее цифры за июль-август — когда уже будет эффект более высоких спот-цен в АТР и удобный путь в Азию с Ямала.
Правда, нужно помнить, что на этот период запланированы технические работы, как на «Сахалин-2», так и на части линий «Ямал СПГ», общий выпуск СПГ снизится.
👆Написал колонку (репост выше) про вынужденную "электрификацию" будущих российских заводов СПГ - замена механического (газовые турбины) привода компрессоров на электропривод. Почему это сейчас важно, и какие всё же есть плюсы. Если читателю покажется, что вопросы, связанные с электроснабжением "Арктик СПГ 2" описаны несколько сумбурно, то это нормально. В процессе подготовки стало понятно, что материалы в СМИ противоречат друг другу и/или не объясняют полностью текущую ситуацию, и до конца прозрачной картины пока составить нельзя. Причины, в общем-то, понятны в текущих обстоятельствах. Надеюсь, что со временем новости заполнят "белые пятна".
Читать полностью…
Компания Next Decade объявила об окончательном инвестрешении по проекту Rio Grande LNG (США). Решение пока принято по трём линиям (всего в проекте их 5 по 5.4 млн т каждая = 27 млн т), т. е. на 16,2 млн т.
По-прежнему идём строго по прогнозу от 24 января, позволю себе ещё раз повторить его тут:
Port Arthur LNG, - принято 21 марта
вторая фаза Plaquemines LNG, - принято 13 марта
2-3 линии Rio Grande LNG. - принято 12 июля
Ну и Катар в теории может принять инвестрешение по оставшимся 16 млн т в любой момент, это скорее формальность.
Итого, ждём инвестрешение от Катара, и думаем, кого ещё добавить в список. Но может пора и сделать паузу, даже без катарских 16 млн т и так уже в этом году прилично инвестрешений - 40 млн т в год (3 проекта, все США), что соответствует 10% от текущих объёмов производства СПГ.
Как известно, BP перестала выпускать свои стат.обзоры мировой энергетики, но передала всю эту историю некому Energy Institute, который на днях и опубликовал эту работу в партнёрстве кстати с KPMG. Формально обзор повторяет логику BP. Пока посмотрел только газовую часть, и то мельком, и сразу несколько цифр/мест уже смутило. Все странности приводить не буду, приведу только данные по потреблению (не добычи газа) в РФ — по данным обзора оно снизилось на 14% (!), хотя согласно российским данным здесь рост на 3%. Выглядит как первый блин сиииильно комом, но может в чём-то ошибаюсь, комменты традиционно открыты для обсуждения.
https://www.energyinst.org/__data/assets/pdf_file/0004/1055542/EI_Stat_Review_PDF_single-2.pdf
«Новатэк» возобновляет поставки СПГ в сторону немецкой Sefe (ранее Gazprom M&T), эти объёмы, как и прежде, далее пойдут в рамках контракта с индийской Gail. Исключение получено на период до 31 декабря 2024 года. Описывал всю историю ещё в феврале, а сегодняшние соображение попали в заметку в Ъ. Чтобы не повторяться — совсем кратко. Спотовые цены на СПГ примерно сравнялись по ценам с контрактом с Sefe c нефтяной ценовой привязкой. Т.е. далее ни «Новатэку» и другим акционерам «Ямал СПГ» неинтересно реализовывать эти объёмы на споте, ни Sefe забирать себе эти объёмы (как она делала в период, когда «Ямал СПГ» ещё поставлял ей СПГ, но до Индии он уже не доходил).
Тем не менее, шаг всё же неоднозначный — восстановление поставок в адрес бывшей российской компании, по факту недружественно национализированной немецким правительством. Почему это могло быть сделано. Возможных ответа два.
Тактически — в таком случае это означает, что «Новатэк» скорее не видит роста спотовых цен на газ и СПГ в ближайшее время, и хотел бы сохранить гарантированный сбыт по неплохой предсказуемой цене (нефтяная привязка).
Стратегически — восстановление цепочки поставок очевидно улучшит отношения «Новатэка» с индийской Gail, это важно для новых проектов «Новатэка», где участниками вполне могут стать компании из Индии.
Вечер, но все обсуждают новый проект «Новатэка» - условно «Мурманский СПГ». Мой комментарий также есть в материале «Коммерсанта», но что хотелось бы отметить тезисно. Действительно, очень много факторов в пользу проекта:
1. Использование «лишнего» после прекращения работы «Сев.потока-1» газа в регионе, плюс Мурманскую область всяко запланировано газифицировать, т. е. доп.затраты на газопровод невелики. Тут «Газпром» и «Новатэк» ещё должны договориться, но похоже, история выгодна всем.
2. Использование электрического привода компрессоров. 1) решается проблема дефицита российских турбин; 2) используется «лишняя» энергия «Кольской АЭС». (на этой лишней э/э когда-то собирались ещё водород производить)
3. Незамерзающий порт, можно отдавать СПГ на берегу (как США, кстати делают) и не заморачиваться самим ни с СПГ-танкерами ледового класса, ни с обычными газовозами, особенно если дефицит для нас тут сохранится.
Со всех сторон выходит здорово на первый взгляд. Следим дальше. https://www.kommersant.ru/doc/6014061