Интерес к тепловым насосам в ЕС упал после снижения цен на природный газ

Отраслевая ассоциация производителей тепловых насосов (ТН) EHPA сообщила, что в 2023 г. продажи в ЕС снизились на 6,5% г/г, до 3,02 млн шт. (установленный парк оценивается в 23,96 млн шт.). Ассоциация считает падение продаж "очень заметным" и прогнозирует, что при сохранении нисходящего темпа планы ЕС по установке ТН будут выполнены лишь на 75%, что "не позволит выполнить цели по декарбонизации и обеспечить рост промышленности". Чтобы не допустить такого сценария EHPA уже обратилась в Еврокомиссию.

Участников Ассоциации можно понять. Продажи ТН остаются нерыночными, их динамика зависит от предоставляемых властями налоговых льгот. Сейчас, когда цены на природный газ и электроэнергию в ЕС снижаются после спайка 2022-23 гг., привлекательность покупки тепловых насосов заметно снизилась. А значит, спрос нужно поддержать большими субсидиями, хотя уже и сейчас в Германии на установку ТН можно получить €18 тыс. (при стоимости в €25 тыс.), во Франции - €15 тыс., а в небогатой Литве - €14,5 тыс. Вероятно, рынок ТН вернется в 2024 г. к долгосрочному тренду и в моменте продажи в 2024 г. упадут до 2,5 млн шт. "Нормализуются" не только цены на энергоресурсы, но и спрос на энергоэффективность и ВИЭ.

#ТепловыеНасосы #Субсидии #ЕС

Какой была добыча нефти в России в июле?

В конце этой недели Минэнерго впервые за последние несколько месяцев опубликовало свою оценку добычи нефти в России. По данным ведомства, в июле добыча нефти оказалась на 67 тыс. барр. в день выше согласованной в рамках ОПЕК+ квоты, составив 9,045 млн барр. в день (мбд). Исходя из используемого сейчас ЦДУ коэффициента баррелизации в 7,19 барр./т, добычу нефти можно оценить в 39 млн т.

Внешние оценщики были более оптимистичны. Argus считает, что добыча в июле снизилась до 9,05 мбд (-0,09 мбд м/м), американская EIA дает оценку в 9,07 мбд (0,0% м/м). Наиболее позитивным стал Platts - агентство оценило добычу нефти в России в 9,1 мбд (0,0 % м/м). Вероятно, оценки ОПЕК (опубликует данные в понедельник) также будут выше расчетов Минэнерго, оказавшись на уровне 9,07-9,08 мбд.

Придется ли России корректировать компенсационный план? Минэнерго уверено, что нет - июльское превышение квоты было вызвано "разовыми факторами" и будет компенсировано дополнительным снижением в августе-сентябре. Пока этот прогноз выглядит амбициозно - с учетом ожидаемого в августе роста переработки нефти на российских НПЗ, и заявленного в плане сокращения добычи в сентябре всего на 3 млн барр. за месяц. Но Россия не единственный "отстающий" в ОПЕК+, в июле заметно превысили квоты (традиционно) Ирак и Казахстан.

#Россия #ДобычаНефти #Platts #Argus

#ГазКитая-7 Как устроен оптовый рынок газа в Китае?

Оптовый рынок Китая состоит из двух секторов. В регулируемом секторе цены на природный газ находятся под государственным контролем, а основными поставщиками являются государственные PetroChina и Sinopec. Под регулирование подпадают внутренняя добыча конвенционального газа, а также трубопроводный импорт газа по газопроводам, введенным в эксплуатацию до 2014 г. Индикативные оптовые цены на региональном уровне устанавливаются Комиссиями по реформам и развитию провинций. По согласованию с регулятором поставщик может продавать газ по по ценам, превышающим индикатив не более чем на 20%; или предоставлять скидки, размер последних не регулируется. Поэтому колебания цен на импортный газ могут приводить к убыткам для поставщиков. По нашим оценкам, в 2023 г. в этом сегменте рынка было реализовано 284 млрд м3 (72% всех поставок).

В свободном секторе продается импортный СПГ, а также добываемый в Китае газ нетрадиционной добычи - сланцевый газ, метан угольных пластов и др. Цены на этот газ не регулируются государством. В 2023 г. продажи в свободном сегменте составили 111 млрд м3 (+18% г/г).

За последние десятилетие китайские власти неоднократно пытались либерализовать внутренний рынок газа, перейдя к полностью рыночному ценообразованию. Среди опробованных вариантов - разделение спроса на "старый" и "новый", увеличение амплитуды отклонений от регулируемых цен, и, наконец, механизм трансляции. Уже к концу 2024 г. большинство регионов перейдут на систему pass through, благодаря чему госкомпании смогут устанавливать оптовые цены, ориентируясь на стоимость импортного газа и маржу в оптовом секторе.

#ГазКитая #Китай #CNPC #NDRC

#ГазКитая-8 Какие цены на газ на оптовом рынке в КНР?

Цены на природный газ в свободном сегменте привязаны к стоимости импортного СПГ, отражая изменения ценовой конъюнктуры на мировых рынках. Но более 70% всех продаж по-прежнему проходит по регулируемым ценам, и будущее этого сегмента важно и для крупных поставщиков, и для будущего рынка в целом.

Стоимость газа в регулируемом сегменте рынка определяется на провинциальном уровне региональными комиссиями по реформам и развитию (аналог национальной NDRC). При определении цен эти комиссии ориентируются на затраты на добычу и транспортировку китайского газа, хотя более 40% всего потребления уже покрывается за счет (намного) более дорогого импорта. В результате, "большая тройка" - PetroChina, Sinopec и CNOOC - сталкиваются с убытками при продаже импортного природного газа.

Возможность для сокращения убытков у госкомпаний есть - обычно они подписывают с региональными сбытовыми компаниями два контракта: базовый и дополнительный. Во втором случае цены до 2022 г. были привязаны к внутренним ценовым индикаторам, а с 2022 г. PetroChina и Sinopec ввели в формулы Platts JKM (с понижающими коэффициентами). PetroChina продает по "гибким" контрактам до 10%, а Sinopec - до 20%. В середине 2023 г. NDRC согласовало механизм трансляции, что позволило сбытовым компаниям повышать цены для конечных потребителей при росте стоимости на оптовом рынке. На данный момент механизм трансляции внедрен почти для всех коммерческих и более чем 70% бытовых потребителей.

Стоимость газа на оптовом рынке определяется для каждой провинции исходя из структуры поставок, поэтому маржинальность сбытовой компании сильно зависит от её контрактной базы.

#ГазКитая #Китай #CNPC #NDRC

Транзит через Суджу: как и сколько?

"Газпром" продолжает поставки газа по газопроводу "Уренгой-Помары-Ужгород" транзитом через Украину несмотря на захват и частичное разрушение газоизмерительной станции "Суджа". Заявка "Газпрома" на 13 августа составила 42,4 млн м3, оказавшись вблизи максимальных уровней последних месяцев.

Как сейчас проходит сверка данных по транзиту? "Газпром" не дает ответа на этот вопрос - 9 августа официальный представитель компании Сергей Куприянов задался вопросом "кому это выгодно?" и рассказал о техническом обслуживании "норвежской газотранспортной инфраструктуры". Вероятно, компания сейчас также не обладает полной информацией о том, что происходит на ГИС, но рассказать, как "Газпром" сейчас планирует контролировать транзит газа - точно стоило бы.

ГИС "Суджа" расположена в 300 м от российско-украинской границы и является одной из крупнейших и наиболее оснащенных ГИС. Это не единственная ГИС в Курской области, в зоне ответственности Курского ЛПУМГ их 5. Поэтому технически "Газпром" может фиксировать потоки газа в направлении Украины даже, не получая информацию с ГИС "Суджа". Но есть несколько вопросов:
- технический: измерительный пункт на КС "Курская" находится на значимом удалении от границы (почти 100 км) , насколько будут точны эти показания, готово ли оборудование - сейчас неизвестно,
- формально-юридический: перечень ГИС, на которых производится измерение потоков газа, направляемых на экспорт, утверждается Министерством финансов и ФТС и для газопровода "Уренгой-Помары-Ужгород" ГИС "Суджа" является единственной станцией с допуском ФТС.

"Газпром" оказался в тяжелой ситуации: остановка транзита через Украину может лишить компанию четверти EBITDA, получаемой при экспорте газа, при этом "Газпром" продолжает платить повышенный НДПИ (более $6,6 млрд в 2024 г.), одновременно пытаясь форсировать инвестиции в переориентацию на азиатские рынки. Но, возможно, это как раз тот случай, когда компании нужно говорить - с партнерами, экспертами, инвесторами и гражданами. Например, начать публиковать суточные данные по потокам через пограничные ГИС.

#Суджа #Газпром #ЭкспортГаза

Полина Смертина покидает Коммерсантъ

В российской энергетике традиционно много отраслевых экспертов и инсайдеров, всегда готовых прокомментировать новости и поделиться своим взглядом на актуальные проблемы отрасли. Но мало хороших журналистов, создающих новости. Среди них - Полина Смертина, репортер отдела бизнеса ИД "Коммерсантъ", один из ведущих журналистов, освещающих российскую электроэнергетику.

Спасибо за отличные статьи и независимый взгляд на отрасль. Удачи:)

https://yangx.top/polina_green/368

Цены на нефтепродукты в Европе: возвращение "эффективного рынка"

Слабый экономический рост в развитых странах привел к "нормализации" крек-спредов для бензина и дизельного топлива, упавших летом 2024 г. до минимальных за последние 3 года уровней. Снижаются не только крек-спреды, но и дифференциалы для рынков Северо-Западной Европы и США: в июле цены на дизельное топливо в ARA были всего на $62/т выше котировок в Мексиканском заливе (минимум с февраля 2022 г.).

Разница в ценах на нефтепродукты в основных мировых хабах связана с отличиями в структуре потребления топлива. Энергетический кризис 1970-х гг. заставил страны Западной Европы искать наиболее эффективные способы использования топлива. С точки зрения термодинамики дизельные двигатели эффективнее бензиновых (а также имеют меньшие выбросы парниковых газов); поэтому во многих европейских странах власти начали менять систему налогообложения, снижая ставки акцизов на дизельное топливо для стимулирования "дизелизации" экономики. Сейчас во Франции дизельные автомобили составляют свыше 50% всего автопарка против 4,7% в 1980 г. "Дизелизация" привела к возникновению т.н. "большой трансатлантической торговли": ЕС импортировал дизельное топливо из США, из России, стран Ближнего Востока и экспортировал бензин в США.

В 2022 г. из-за отказа от импорта дизтоплива из России премии на европейском рынке заметно выросли, позволяя трейдерам зарабатывать до $200/т на поставках из США в ЕС. Но этим летом ситуация на топливном рынке начала быстро возвращаться к "нормальной", и сейчас (с учетом затрат на логистику) цены на дизтопливо в Европе и Северной Америке почти вернулись к паритету (из-за спада спроса на дизельное топливо в Европе), а рынок вновь стал "эффективным".

#ЕС #США #Дизтопливо

Роснефть предлагает изменить оценку цены на нефть для расчета налогов: кто выиграет?

На прошлой неделе "Коммерсантъ" сообщил о новых предложениях "Роснефти" по изменению методики определения цены на нефть для расчета налогов. Компания всегда уделяла много внимания взаимодействию с Минфином, но этот год стал особенно продуктивным - это уже второе предложение от компании за последние полгода.

Сейчас в соответствии с налоговым кодексом, налоговая цена на нефть оценивается как максимальное из:
а) стоимости Brent Dated за вычетом фиксированного дисконта в $20/барр.,
б) средней стоимости Urals в портах Черного моря (Новороссийск) и на Балтике (Приморск) с добавлением затрат на фрахт "в Европу". Методику расчета оценки стоимости фрахта разрабатывает ФАС, пока она не утверждена, затраты принимаются равными $2/барр.

"Роснефть" предлагает рассчитывать налоговую цену на нефть как среднюю стоимость в российских портах (исключая трубопроводные поставки в Китай, при этом прокачка по "Дружбе", вероятно, будет учитываться) за вычетом $3/барр. на транзакционные издержки. При этом в расчет должны будут включены не только котировки Urals в западных портах, но и котировки ESPO и других (арктических и дальневосточных) сортов, а также поставки на НПЗ внутри страны - для них, вероятно, будут использоваться котировки сортов, которые направляются на переработку (Urals в Европейской части России, ESPO в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, без каких-либо дополнительных дисконтов.

Упрощая, предложение "Роснефти" состоит в том, чтобы заменить "Urals +$2/барр." на "средняя цена на нефть - $3/барр.". От исключения из расчета поставок ESPO на Сковородино (по ВСТО) и Siberian Light по "Атасу-Алашанькоу" через Казахстан выиграет не только "Роснефть", но и сама отрасль (оценка средней будет ниже). Расчет может столкнуться со сложностями - Argus оценивает котировки для Urals в Новороссийске, Приморске, Усть-Луге и при поставках по "Дружбе" (в Словакии и Венгрии), ESPO - в Козьмино и Siberian Light - в Новороссийске, а есть ли котировки для арктических и дальневосточных сортов?

Как измениться налоговая цена при принятии предложений "Роснефти"? Попробуем оценить эффект на основе данных Platts по котировкам российских сортов на конец прошлой недели: дисконт к Brent налоговой цены, рассчитанной по действующим сейчас правилам составляет $9,85/барр., расчет на основе подхода "Роснефти" дает дифференциал в $13,7/барр. Новая система будет выгодна всем нефтяникам. Согласится ли Минфин на внеплановые скидки нефтяникам? Вряд ли.

У "Роснефти" и отрасли есть и более простой и понятный способ требовать "более справедливых цен" - нужно вспомнить о банке качества нефти: системе компенсаций за изменение характеристик нефти при её блендинге в трубопроводе (сернистая нефть Поволжья стоит дешевле более легкой нефти из ХМАО). Но это - про перераспределение финансовых потоков внутри сектора, возможность снизить налоговую базу выглядит, конечно, намного привлекательней.

#Urals #Налоги #Роснефть

Экспорт нефтепродуктов по морю: стабильное Черное море

ФТС и Банк России по-прежнему не публикуют подробные данные по внешней торговле, поэтому данные жд-перевозок, перевалки грузов в портах и трекинг судов остаются важными источниками информации о динамике российского экспорта.

В июле 2024 г. перевалка нефтепродуктов на экспорт в российских портах составила 7,5 млн т (-12% г/г), по сравнению с июнем динамика заметно улучшилась, но это больше отражает эффект базы прошлого года. В июле черноморские порты заметно улучшили свои результаты - перевалка снизилась лишь на 4% г/г, а Тамани, Кавказу и ростовскому порту удалось показать положительную динамику.

Перевалка в Новороссийске упала на 3% г/г (1,6 млн т), при этом по абсолютным значениям НМТП сохраняет безусловное лидерство, опережая конкурентов из Усть-Луги и Приморска более чем в 1,5 раза. Погрузки на Балтике остались низкими несмотря на действовавшее временное разрешение на экспорт бензина и падение ставок фрахта (приведшее к снижению логистического дифференциала для Черного моря и Балтики). И ограничения в добыче нефти в рамках ОПЕК+ могут привести к консервации status quo на ближайшие кварталы.

#Нефтепродукты #Экспорт #Новороссийск

#ГазКитая-9 PipeChina и создание единой ГТС

В 1980-90-е гг. китайский рынок газа развивался, во многом, в привязке к местным ресурсам. Крупнейшие региональные центры потребления сформировались вблизи добывающих регионов на юго-востоке (Сычуань-Чунцин), северо-востоке (Хейлунцзян) и дальнем западе (Синьцзян). Объемы магистральной транспортировки газа оставались небольшими, национальной системы газоснабжения (ЕСГ) как таковой не было, как и компании ответственной за централизованное планирование и развитие ЕСГ.

Ситуация начала меняться в конце 1990-х гг., когда китайские власти в рамках планов по сокращению использования угля в крупных агломерациях на востоке страны приняли решение построить крупные магистральные системы газопроводов. В 2004 г. была введена первая линия системы "Запад-Восток", связавший месторождения Синьцзяна с Шанхаем. В 2012 г. была введена вторая, а в 2014 г. - третья линии системы: по ним импортируемый из Туркмении газ попадал на юг, в провинции Гуандун и Фуцзянь. "Восточный вектор" в развитии ЕСГ стал основным.

При этом вопрос о том, как нужно организовывать управление ЕСГ долгое время оставался открытым. При строительстве газопровода "Запад-Восток I" планировалось, что PetroChina получит лишь 50% в проекте, а миноритарными акционерами станут "Газпром", Riyal Dutch Shell и ExxonMobil. Структура оказалась слишком сложной и PetroChina осталась в одиночестве. По аналогичному пути пошли и другие крупные газодобывающие компании - Sinopec и CNOOC. К середине 2010-х гг. в Китае сформировались три крупных ГТС: PetroChina доминировала на севере и в центральных районах, а Sinopec и CNOOC - на юго-востоке и на севере. В 2019 г. PetroChina контролировала 76% магистральных газопроводов страны, Sinopec - 15%, CNOOC - 9%. Наличие разных конкурирующих между собой операторов приводило к замыканию и "автономизации" систем газоснабжения, поэтому в 2019 г. власти КНР пошли на масштабную реформу газового рынка, создав компанию PipeChina, единого оператора ЕСГ.

PipeChina получила от CNPC, Sinopec и CNOOC их трубопроводные активы, терминалы по приему СПГ. При этом PipeChina сохранила использовавшиеся предшественниками подходы к установлению тарифов (cost plus, для каждого газопровода). На изменение и унификацию тарифной системы ушло еще 4 года - с 1 января 2024 г. ЕСГ была разделена на 4 ценовые зоны, для каждой из которых были установлены единые тарифы на прокачку.

Утвержденные Комиссией по реформам и развитию (NDRC) подходы делают китайскую тарифную систему одной из самых простых в мире: одноставочные тарифы (в юанях/1000 м3-км), всего по 4 тарифным зонам (вместо 20 до этого), одинаковые и для действующих, и для новых газопроводов. Насколько эти тарифы велики?
Стоимость прокачки газа по системе "Восток-Запад I" из Синьцзяна в Шанхай сейчас составляет 755 юаней/тыс. м3 ($105/тыс. м3), из Хейхе в Пекин (китайский участок газопровода "Сила Сибири") - 398 юаней/тыс. м3 ($55,6/тыс. м3). Средняя стоимость транспортировки в Китае - достаточно низкая и сравнима с показателями других крупных газотранспортных систем (США и Канады).

#ГазКитая #Китай #PipeChina #NDRC

Пробуренные, но не законченные скважины: есть ли DUC в России?

Объемы проходки в эксплуатационном бурении и ввод новых скважин обычно хорошо скоррелированны, но - бывают исключения. Наиболее известным примером остаются сланцевые формации США, где достаточно часто пробуренные скважины по нескольку месяцев (а иногда и лет) не вводятся в эксплуатацию. Новые скважины на таких месторождениях имеют высокие дебиты, но добыча на них снижается экспоненциально (на месторождениях традиционной нефти или на офшорных формациях - добыча снижается намного медленнее). Поэтому для сланцевых компаний критически важно выбрать правильный момент - время, когда цены на рынке будут высокими - для запуска скважины. Пробуренные, но не введенные в эксплуатацию скважины сокращенно обозначаются как DUC (drilled, uncompleted).

В России обычно таких скважин было немного и феномен DUC был, в основном, связан с сезонностью работ. Заметные расхождения в динамике показателей бурения и ввода скважин наблюдаются редко. Например, в 2020 г. показатели в бурении оставались высокими, тогда как ввод скважин заметно снизился - из-за соглашения ОПЕК+ и обязательств России резко сократить добычу нефтяники продолжали бурить, но откладывали ввод скважин "до лучших времен".

В 2021-23 гг. корреляция между показателями бурения и ввода скважин вновь стала очень высокой. Но в 2024 г. динамика оказалась разнонаправленной - при высоких результатах в бурении ввод скважин заметно снизился. Что это - наложение разовых факторов или, как и в 2020 г., российские нефтяники "откладывают" вводы новых скважин на потом? И сколько таких DUC у нас уже сейчас?

#Россия #DUC #Бурение #Нефтедобыча

#ГазКитая-10 Розничный рынок газа: Big-6 и другие замечательные компании-1

Розничный рынок газа вплоть до конца XX века оставался локальным и по форме, и по сути. Из-за медленного развития магистрального транспорта газа в 1980-90-е гг., развитие розничных рынков зависело от доступности местных ресурсов газа. А решение о газификации принималось местными властями.

Это привело к тому, что решение о строительстве газораспределительных сетей обычно принималось на муниципальном уровне, и в одном регионе сейчас часто работают десятки, а иногда сотни газораспределительных организаций (ГРО). В целом в Китае сейчас работает свыше 4,96 тыс. ГРО, но сектор не так раздроблен как может показаться на первый взгляд. Крупные газораспределительные холдинги контролируют 200-300 ГРО по всей стране (иногда в одном регионе такому холдингу может принадлежать до 15-20 ГРО, но менеджмент не стремится к объединению активов из-за разных условий работы и различий в инвестиционных соглашениях с муниципалитетами).

Быстрый рост газового рынка сопровождался консолидацией - сейчас свыше 40% всего продаваемого потребителям газа приходится на 6 крупнейших холдингов ГРО (против 25% в 2011 г.). По масштабам своей деятельности эти компании уже сравнимы с крупнейшими российскими и европейскими ГРО - например, Kunlun Energy в 2023 г. продала потребителям 30 млрд м3 природного газа, на четверть больше, чем "Газпром межрегионгаз Москва" (одно из крупнейших сбытовых подразделений "Газпрома") - 24 млрд м3.

#ГазКитая #Китай #CNPC

#ГазКитая-10 Розничный рынок газа: Big-6 и другие замечательные компании-2

В структуре продаж большинства крупнейших ГРО более 50% всего спроса приходится на промышленные предприятия. Исключение составляют ГРО в столичных регионах, где значительная часть потребления уже формируется населением и сферой услуг.

Мажоритарным акционером Kunlun Energy, крупнейшего китайского газораспределительного холдинга, является государственная PetroChina. Сейчас на Kunlun Energy приходится свыше 15% всех продаж PetroChina на внутреннем рынке. Kunlun Energy не единственный крупный холдинг, где контролирующим акционером является государство. Мажоритарным акционером China Resources Gas является SASAC (госкомитет по управлению активами), а крупным инвестором в China Gas Holding выступает пекинский городской комитет по управлению предприятиями. Учитывая специфику бизнеса ГРО (регулирование тарифов на транспортировку), государство среди акционеров - скорее плюс, и должно помогать и при индексации тарифов, и при заключении новых контрактов с муниципалитетами.

Так ли это и как устроена экономика ГРО в Китае?

#ГазКитая #Китай #CNPC

Indian Oil Corp увеличит мощности НПЗ на 25%

Пока нефтепереработчики в Западной Европе и в Китае обсуждают закрытие НПЗ и сокращение объемов перерабатываемой нефти, индийские нефтяники сохраняют оптимизм и строят амбициозные планы.

Шрикант Мадхав Вайя, председатель правления Indian Oil Corp (IOC), крупнейшей нефтеперерабатывающей компании страны, заявил о планах увеличить мощности НПЗ компании на 18 млн т (до 88 млн т). IOC ожидает заметного увеличения спроса на нефтепродукты в ближайшие 25 лет и планирует сохранять "сбалансированный портфель инвестиций", вкладываясь не только в развитие возобновляемой энергетики, но и в нефтегазовый сектор. Планы компании основываются на ожиданиях увеличения спроса на нефть в Индии до 8,3 мбд к 2050 г. (+2,9 мбд к уровню 2023 г.).

Флагманским проектом для IOC остается расширение НПЗ Панипат с 15 млн т до 25 млн т. Проект общей стоимостью $4,7 млрд планировалось завершить уже в сентябре 2024 г., но из-за задержки с поставкой оборудования сроки были "сдвинуты вправо". Сейчас IOC ожидает, что все работы будут завершены к концу 2025 г.

#Нефтепереработка #Индия #IOC

История по четвергам. Уренгой-Помары-Ужгород: последний советский мега-проект

40 лет назад СССР начал экспорт газа по газопроводу "Уренгой-Помары-Ужгород" (УПУ), ставшему одним из последних крупных советских экспортных проектов. УПУ продолжал работать и после распада СССР, и после начала СВО. Но, возможно, уже совсем скоро, газопровод уйдет в прошлое, став историей. Как это проект начинался и сколько он стоил СССР?

В июле 1981 г. ЦК КПСС и Совет министров СССР выпустили постановление о строительстве газопровода "Уренгой-Помары-Ужгород"; с этого постановления до сих пор не снят гриф "секретно". Совмин запланировал ввод газопровода на апрель 1984 г., хотя на момент принятия решения не было ни подтвержденных контрактов с импортерами газа, ни договоренностей с банками и поставщиками оборудования (традиционно СССР использовал при строительстве западные технологии).

К концу 1981 г. СССР завершил переговоры с европейскими кредиторами и поставщиками, а уже в весной следующего года начал строительство газопровода. Всего через 18 месяцев газопровод был построен - 8 августа 1983 г. Миннефтегазстрой начал испытания линейной части (4451 км) газопровода. Скорость строительства газопровода была рекордной - и для Советского Союза, и в мировой практике (строительство Трансаляскинского нефтепровода заняло в 7 раз больше времени). И это несмотря на то, что в конце 1981 г. США запретили американским компаниям поставки любых технологий и оборудования для строительства газопроводов в СССР. Несмотря на сложные географические условия, протяженность (газопровод стал самым протяженным в мире и сохранял этот титул 30 лет) и уникальные технологии, капиталовложения в строительство были сравнительно невысокими, составив всего $1,8 млрд.

Газопровод "Уренгой-Помары-Ужгород" стал одним из последних завершенных советских экспортных мега-проектов. Благодаря УПУ к 1990 г. экспорт газа из СССР вырос вдвое, а страна заработала свыше $10 млрд долл. Газопровод исправно работал и после распада СССР, обеспечивая страны Центральной и Восточной Европы топливом и позволяя Украине получать значительные (до $600 млн в год) доходы от транзита. Этот газопровод стал одним из самых эффективных советских экспортных проектов, но из-за остановки транзита (в ближайшие месяцы или в 2025 г. после окончания действующего транзитного договора) он может совсем скоро стать историей.

#ThrowbackThursday #ЭкспортГаза #Суджа

#ГазКитая-11 Цены для конечных потребителей: cross-subsidies at its best-1

У китайских ГРО есть два основных источника дохода - маржа от продажи газа существующим потребителям и плата за подключение новых пользователей. Для некоторых ГРО плата за подключение формирует значительную часть выручки: до 30% у China Resources Gas и 20% у ENN Energy в 2023 г. При этом плата за присоединение сравнительно невысока - например, домохозяйства платят за подключение 2,5-3 тыс. юаней ($350-420), существенно меньше, чем в России и других странах СНГ.

Сравнительно низкая стоимость подключения связана с эффектом масштаба (ежегодно к сетям подключают десятки миллионов потребителей) и высокими тарифами для потребителей. Цены на газ для промышленных потребителей в 2023 г. превышали $500/тыс. м3, но дороже всех за газ платили АГНКС и СПГ-АЗС ($560/тыс. м3). Для большинства коммерческих потребителей цены на газ пересматриваются дважды в год, в привязке к корзине регулируемых оптовых цен (65%) и цен на свободном рынке (35%). В 2024-26 гг. тарифы на газ либерализируются - уже с ноября 2024 г. доля регулируемых контрактов будет снижена на 10 п.п., до 55%.

Тарифы для населения ниже расценок для промышленности на $50-110/тыс. м3 (с учетом разного давления, дифференциал еще значительнее). Поставки населению до недавнего времени полностью регулировались государством, но с 2023 г. NDRC одобрила переход к "трансляции" цен с оптового рынка (с учетом цен на импортируемый газ), что позволило некоторым из ГРО уже в 2023 г. выйти на положительную валовую маржу в продажах газа населению.

#ГазКитая #Китай #ЦеныНаГаз

#ГазКитая-11 Цены для конечных потребителей: cross-subsidies at its best-2

Перекрестное субсидирование носит не только межотраслевой характер, но и зависит от структуры собственности ГРО. В наиболее выигрышном положении в последние годы находится Kunlun Energy, де-факто дочерняя компания PetroChina. В 2023 г. этот холдинг покупал у PetroChina природный газ на $60/тыс. м3 дешевле, чем другие ГРО, тогда как ENN Energy (частная компания, акционерами которой являются в т.ч. и американские инвестфонды) и China Resources Gas платили за газ больше всех.

Кажется, что на стоимость газа могут влиять и другие факторы, включая географию проектов ГРО. Но, на самом деле, Big-6 работает по всему Китаю и не зависят от ситуации в конкретном регионе. Например, у Kunlun Energy наибольшее число проектов ГРО находится в прибрежных провинциях Цзянсу и Шаньдун, где потребляется в основном дорогой СПГ.

Государство в Китае важный игрок, наличие среди собственников госкомитета по управлению предприятиями не только упрощает переговоры по новым концессиям, но и позволяет получать доступ к важным ресурсам - от дешевого газа дл льготных кредитов.

#ГазКитая #Китай #ЦеныНаГаз

Авария на Омском НПЗ: новые проблемы для Сибирского региона

В понедельник СМИ сообщили о взрыве и последующем пожаре на Омском НПЗ, крупнейшем по объемам переработки нефти в России (21,3 млн т в 2023 г.). По неподтвержденной информации взрыв произошел на установке первичной переработки нефти АВТ-11. Представители НПЗ заявили, что "завод продолжает работать в штатном режиме", но, судя по указываемой в СМИ площади пожара (от 300 до 1000 кв. м), это происшествие может оказать заметное влияние на производство нефтепродуктов на заводе.

АВТ-11 - это самая современная установка по переработке нефти на ОНПЗ, введенная в эксплуатацию менее года назад. Комплекс рассчитан на переработку 8,4 млн т западно-сибирской нефти и 1,2 млн т газового конденсата и должен был заменить АВТ-6/7/8 общей мощностью 9 млн т. "Газпромнефть" вложила в строительство установки 55 млрд руб., этот проект стал одним из крупнейших из реализованных на Омском заводе за последние 5 лет.

"Газпромнефть" пока не говорит ни о причинах (носила ли авария техногенный характер или это было "внешнее воздействие"), ни о масштабах последствий. С большой вероятностью, компании придется остановить установку на время проведения следственных действий и обследования нанесенного ущерба. Потом - предстоит пройти комиссию РТН и профильных ведомств. Это может занять до нескольких недель. И в это время НПЗ будет работать на 58% от номинальной мощности (при 95%+ в обычном режиме). Можно ли оперативно вернуть к работе АВТ-6/7/8? Даже если их демонтаж не начался, на проведение всех необходимых мероприятий по проверке работы и переключению может потребоваться как минимум неделя, поэтому снижение выпуска нефтепродуктов в ближайшие несколько дней выглядит как данность.

Насколько важен Омский НПЗ для российской экономики? В первом полугодии 2024 г. завод отгрузил 6,7 млн т дизельного топлива (52% от всего выпуска заводов Сибири и Дальнего Востока), 0,8 млн т авиакеросина и (оценочно) - 2,5 млн т автобензинов. При недельном простое АВТ-11 на Омском НПЗ выпуск бензина в России может упасть на 40 тыс. т, авиакеросина - на 11 тыс. т. Эффект для внутреннего рынка будет сравним с весенними проблемами на Нижегородском НПЗ "Лукойла", при этом с наибольшими сложностями столкнутся регионы Сибири, которым может быть непросто оперативно "дозаказать" недостающие объемы на НПЗ в Урало-Поволжье.

#Газпромнефть #ОНПЗ