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
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
«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
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
РИА Новости
Европа хочет покупать российский газ за рубли
Строительство "Северного потока — 2" практически завершено, остались небольшие доработки. Уже в этом году по газопроводу, как ожидается, пройдут первые... РИА Новости, 09.09.2021
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.
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.
"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).
https://yangx.top/prime1/107807
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).
https://yangx.top/prime1/107807
Telegram
ПРАЙМ
Первые технологические модули для "Арктик СПГ 2" доставили в РФ из Китая
Первые модули трубной эстакады для проекта "Арктик СПГ 2" доставили в центр строительства крупнотоннажных морских сооружений "Новатэк-Мурманск" из Китая, сообщает пресс-служба проекта.…
Первые модули трубной эстакады для проекта "Арктик СПГ 2" доставили в центр строительства крупнотоннажных морских сооружений "Новатэк-Мурманск" из Китая, сообщает пресс-служба проекта.…
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.
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.
«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
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
РИА Новости
"Газпром" не хочет спасать Европу от холода бесплатно
Цены на газ в Европе вновь подбираются к отметке в тысячу долларов за тысячу кубометров. Отопительный сезон еще не наступил, поэтому оттенок у мини-кризиса... РИА Новости, 24.09.2021
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/
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/
Gas and Money
Почему новые заводы СПГ не строятся даже при дорогом газе
Александр Собко специально для Gas&Money Наблюдая за рынком газа, нельзя не увидеть противоречие. С одной стороны, спрос и цены высоки. И хотя текущие сверхвысокие цены неустойчивы, остаётся слишком много поддерживающих факторов. Это говорит в пользу того…
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.
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.
Forwarded from RUPEC News
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/
https://rupec.ru/society/blogs/47710/
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.
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.
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.
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.
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/
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/
Gas and Money
Новые стройки российского СПГ: когда газ далеко от берега
Александр Собко специально для Gas&Money Владимир Путин в конце сентября оценил будущий объём производства СПГ в России в 140 млн т к 2035 году. Напомним, сейчас у России примерно 30 млн тонн экспорта СПГ, кроме того строится «Арктик СПГ 2» и заводы поменьше…
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
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
РИА Новости
Российский газ будет не нужен Европе — если не станет "голубым"
У России большие планы развития водородной энергетики. Но не окажется ли так, что мы подготовимся экспортировать водород, а покупатели скажут: "спасибо, но... РИА Новости, 18.10.2021
Небольшое интервью для портала Rubaltic. Обсуждаем, почему после даже слов В.Путина цены на газ в Европе упали в два раза, и другие газовые новости:
— Во время совещания с президентом тот же Новак предложил поставить дополнительные объемы газа для торговли через Санкт-Петербургскую биржу, а Путин поддержал его идею. Мало кто обратил на это внимание. Почему именно питерская биржа?
— Это очень правильный вопрос. На самом деле, есть питерская биржа, а есть электронная торговая платформа (ЭТП) «Газпрома», через которую российский газ продается с точкой поставки за рубежом. Это почти биржа. Хотя продавец там всего один — «Газпром».
На Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже продается газ для внутреннего рынка. О чем шла речь на рабочем совещании Путина, до конца не понятно, но детали здесь не очень важны.
Суть мы понимаем: перенести в Россию торговые процедуры, связанные с поставками российского газа. В долгосрочной перспективе это может быть торговля за рубли (прецеденты уже были).
Да и в целом хорошо иметь свой хаб и свою биржу. В Европе к этому стремятся многие страны. Так почему Россия и «Газпром» должны развивать чужие структуры? Хотите больше нашего газа — покупайте его на наших торговых площадках. Намёк был именно такой.
Подробнее по ссылке. https://www.rubaltic.ru/article/ekonomika-i-biznes/20211018-energoekspert-putin-stremitsya-prodavat-gaz-evrope-cherez-rossiyskuyu-birzhu-za-rubli/
— Во время совещания с президентом тот же Новак предложил поставить дополнительные объемы газа для торговли через Санкт-Петербургскую биржу, а Путин поддержал его идею. Мало кто обратил на это внимание. Почему именно питерская биржа?
— Это очень правильный вопрос. На самом деле, есть питерская биржа, а есть электронная торговая платформа (ЭТП) «Газпрома», через которую российский газ продается с точкой поставки за рубежом. Это почти биржа. Хотя продавец там всего один — «Газпром».
На Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже продается газ для внутреннего рынка. О чем шла речь на рабочем совещании Путина, до конца не понятно, но детали здесь не очень важны.
Суть мы понимаем: перенести в Россию торговые процедуры, связанные с поставками российского газа. В долгосрочной перспективе это может быть торговля за рубли (прецеденты уже были).
Да и в целом хорошо иметь свой хаб и свою биржу. В Европе к этому стремятся многие страны. Так почему Россия и «Газпром» должны развивать чужие структуры? Хотите больше нашего газа — покупайте его на наших торговых площадках. Намёк был именно такой.
Подробнее по ссылке. https://www.rubaltic.ru/article/ekonomika-i-biznes/20211018-energoekspert-putin-stremitsya-prodavat-gaz-evrope-cherez-rossiyskuyu-birzhu-za-rubli/
www.rubaltic.ru
Энергоэксперт: Путин стремится продавать газ Европе через российскую биржу за рубли
Интервью с российским энергоэкспертом Александром Собко.
Сегодня все обсуждают заметку в Bloomberg, что «Газпром» не даёт дополнительный газ в Европу, ожидая запуска «Северного потока-2», со ссылкой на «источники, близкие к Газпрому и Кремлю». Забавно, что тот же Bloomberg (правда другой коллектив авторов) меньше месяца назад подробно, с цифрами рассказывал, что российские ПХГ оказались сильно истощены, поэтому в первую очередь нужно восстановить запасы.
Сейчас же «Газпром» добывает в сутки заметно больше (для текущего месяца) чем во все предыдущие годы. На уровне объёмов ранней зимы. Да и до рекордных объемов зимней суточной добычи осталось всего 70 млн куб., не так уж много.
И право (если не обязанность) ГП закачивать газ в первую очередь в собственные ПХГ в России, возможно в том числе и для того, чтобы зимой в случае необходимости и возможности, помочь и Европе. Конечно эта комбинация благоволит решению вопроса с СП-2, но даже формально придраться невозможно. Закачка в росс. ПХГ должна завершиться к 1 ноября, тогда будет интересней.
Сейчас же «Газпром» добывает в сутки заметно больше (для текущего месяца) чем во все предыдущие годы. На уровне объёмов ранней зимы. Да и до рекордных объемов зимней суточной добычи осталось всего 70 млн куб., не так уж много.
И право (если не обязанность) ГП закачивать газ в первую очередь в собственные ПХГ в России, возможно в том числе и для того, чтобы зимой в случае необходимости и возможности, помочь и Европе. Конечно эта комбинация благоволит решению вопроса с СП-2, но даже формально придраться невозможно. Закачка в росс. ПХГ должна завершиться к 1 ноября, тогда будет интересней.
IMO (международная организация по судоходству) представила свои оценки выбросов CO2 от разных судовых топлив. Что здесь важно — представлен т. н. «полный цикл» - и выбросы непосредственно от сгорания (светло-зелёные) и выбросы при производстве топлива (тёмно-зелёные). За счёт этого стандартная картина чуть меняется.
Во-первых, при оценке полных выбросов CO2, никакой разницы между традиционными жидкими топливами и СПГ нет. Для СПГ проблемы связаны с большими выбросами на этапе добычи/производства, а также с утечками метана (у которого много сильнее парниковый эффект, а оценки все — в С02эквиваленте).
Т.е. переход на СПГ и метанол решают вполне реальные проблемы выбросов SOx и NOx, но не дают сколь либо существенного снижения эмиссии углекислого газа.
Во-вторых, «серые» водород и аммиак — очевидно хуже углеводородов, за счёт потерь энергии при конверсии.
В-третьих, разумеется, "голубые-зелёные" аммиак-водород-метанол выглядят неплохо, но и ценник будет соответствующий. Рисунок — platts.
Во-первых, при оценке полных выбросов CO2, никакой разницы между традиционными жидкими топливами и СПГ нет. Для СПГ проблемы связаны с большими выбросами на этапе добычи/производства, а также с утечками метана (у которого много сильнее парниковый эффект, а оценки все — в С02эквиваленте).
Т.е. переход на СПГ и метанол решают вполне реальные проблемы выбросов SOx и NOx, но не дают сколь либо существенного снижения эмиссии углекислого газа.
Во-вторых, «серые» водород и аммиак — очевидно хуже углеводородов, за счёт потерь энергии при конверсии.
В-третьих, разумеется, "голубые-зелёные" аммиак-водород-метанол выглядят неплохо, но и ценник будет соответствующий. Рисунок — platts.
"Газпром" и Украина: минимальные объёмы транзита, реверсы, ситуация с Молдовой
Написал немного по украинским газотранспортным делам. Поставки через Украину находятся на рекордных минимумах. 40 млрд куб.м транзитных обязательств («качай-или-плати») по Украине соответствуют 109,5 млн кубометров в день. Именно столько «Газпром» транспортировал ещё в сентябре, но уже в октябре объём поставок упал до 85-86 млн в сутки. В пересчёте — всего 31 миллиард кубометров в год.
«Газпром» прокачивает меньше гарантированных объёмов, но оплачивает, разумеется, транспортировку всех 40 млрд. Это не запрещено контрактом, по деньгам украинская сторона остаётся при своих. Но здесь наиболее интересный сюжет для наблюдения заключается в том, до каких значений может упасть украинский транзит с сохранением штатного функционирования украинской ГТС.
Ведь долгие годы одним из основных аргументов украинской стороны в пользу необходимости транспортировки больших объёмов газа был именно этот — нужны объёмы для поддержания давления, и так далее. Но сейчас мы видим, что 30 млрд — вполне приемлемый вариант. Напомним, что украинская ГТС одновременно прокачивает и газ собственной добычи, это около 20 млрд куб.м. в год.
Тут также следует напомнить, что у украинской ГТС есть два транзитных направления (хотя отдельно выделенных под транзит газопроводов нет) — западное и южное. После запуска «Турецкого потока» транзит по южному направлению полностью прекратился полностью. И прекращение транзита, а значит и кратное уменьшение объёмов прокачки по южной ветке не привели к проблемам для внутреннего газоснабжения южных регионов Украины.
Конечно, в любом случае поддержание работоспособности всей системы при меньшем объёме увеличивает расходы на каждый кубометр. И поэтому украинская сторона в общем-то справедливо заявляла и заявляет, что тариф должен зависеть от объёмов. Но речь сейчас не об экономике, а о технической возможности.
При этом мы ещё не слышали о шагах по оптимизации работы ГТС в рамках демонтажа дублирующих газопроводов (ведь в каждом мощном коридоре, как правило, проложено несколько параллельных труб), что также в перспективе позволит снизить технически необходимый минимальный объём транзита.
Рядом с вопросом объёмов и маршрутов находится и аспект так называемых реверсных поставок.
Во-первых, это физический реверс газа из Европы, который, вероятно, на практике толком никогда не использовался.
Во-вторых, это вариант, который преимущественно использовался на основном западном коридоре, на украинско-словацкой границе. Когда формально газ пересекает границу и сразу же возвращается обратно.
В-третьих, так называемый виртуальный реверс, когда физически газ отбирался ещё на востоке Украины. Критики считают, что негласно виртуальный реверс использовался и в рамках «официального» второго варианта. Но так это или нет — не важно, ведь всё в это в прошлом. Если изначально использование виртуального реверса было запрещено, то в последние годы украинской стороне их удалось официально закрепить по всем экспортным направлениям.
Вечером 29 октября стало известно, что «Газпром» и «Молодовагаз» продлили на пять лет контракт на поставку газа. Подробности пока неизвестны, но вероятно маршруты поставок, остались прежние. В течение торга по новому контракту, который продолжался последние недели, некоторые наблюдатели высказывали предположение, что рассматривается вариант поставок российского газа в Молдову реверсом Трансбалканского газопровода со стороны Румынии.
Здесь, конечно, сразу появляются вопросы. Во-первых, в любом случае точка входа со стороны Румынии находится на территории Украины, хотя до границы с Молдовой там всего около двадцати километров. Далее газопровод идёт попеременно по территории Украины и Молдовы.
Чуть подробнее плюс полезные гиперссылки — традиционно в тексте. https://ria.ru/20211031/ukraina-1757019160.html
Написал немного по украинским газотранспортным делам. Поставки через Украину находятся на рекордных минимумах. 40 млрд куб.м транзитных обязательств («качай-или-плати») по Украине соответствуют 109,5 млн кубометров в день. Именно столько «Газпром» транспортировал ещё в сентябре, но уже в октябре объём поставок упал до 85-86 млн в сутки. В пересчёте — всего 31 миллиард кубометров в год.
«Газпром» прокачивает меньше гарантированных объёмов, но оплачивает, разумеется, транспортировку всех 40 млрд. Это не запрещено контрактом, по деньгам украинская сторона остаётся при своих. Но здесь наиболее интересный сюжет для наблюдения заключается в том, до каких значений может упасть украинский транзит с сохранением штатного функционирования украинской ГТС.
Ведь долгие годы одним из основных аргументов украинской стороны в пользу необходимости транспортировки больших объёмов газа был именно этот — нужны объёмы для поддержания давления, и так далее. Но сейчас мы видим, что 30 млрд — вполне приемлемый вариант. Напомним, что украинская ГТС одновременно прокачивает и газ собственной добычи, это около 20 млрд куб.м. в год.
Тут также следует напомнить, что у украинской ГТС есть два транзитных направления (хотя отдельно выделенных под транзит газопроводов нет) — западное и южное. После запуска «Турецкого потока» транзит по южному направлению полностью прекратился полностью. И прекращение транзита, а значит и кратное уменьшение объёмов прокачки по южной ветке не привели к проблемам для внутреннего газоснабжения южных регионов Украины.
Конечно, в любом случае поддержание работоспособности всей системы при меньшем объёме увеличивает расходы на каждый кубометр. И поэтому украинская сторона в общем-то справедливо заявляла и заявляет, что тариф должен зависеть от объёмов. Но речь сейчас не об экономике, а о технической возможности.
При этом мы ещё не слышали о шагах по оптимизации работы ГТС в рамках демонтажа дублирующих газопроводов (ведь в каждом мощном коридоре, как правило, проложено несколько параллельных труб), что также в перспективе позволит снизить технически необходимый минимальный объём транзита.
Рядом с вопросом объёмов и маршрутов находится и аспект так называемых реверсных поставок.
Во-первых, это физический реверс газа из Европы, который, вероятно, на практике толком никогда не использовался.
Во-вторых, это вариант, который преимущественно использовался на основном западном коридоре, на украинско-словацкой границе. Когда формально газ пересекает границу и сразу же возвращается обратно.
В-третьих, так называемый виртуальный реверс, когда физически газ отбирался ещё на востоке Украины. Критики считают, что негласно виртуальный реверс использовался и в рамках «официального» второго варианта. Но так это или нет — не важно, ведь всё в это в прошлом. Если изначально использование виртуального реверса было запрещено, то в последние годы украинской стороне их удалось официально закрепить по всем экспортным направлениям.
Вечером 29 октября стало известно, что «Газпром» и «Молодовагаз» продлили на пять лет контракт на поставку газа. Подробности пока неизвестны, но вероятно маршруты поставок, остались прежние. В течение торга по новому контракту, который продолжался последние недели, некоторые наблюдатели высказывали предположение, что рассматривается вариант поставок российского газа в Молдову реверсом Трансбалканского газопровода со стороны Румынии.
Здесь, конечно, сразу появляются вопросы. Во-первых, в любом случае точка входа со стороны Румынии находится на территории Украины, хотя до границы с Молдовой там всего около двадцати километров. Далее газопровод идёт попеременно по территории Украины и Молдовы.
Чуть подробнее плюс полезные гиперссылки — традиционно в тексте. https://ria.ru/20211031/ukraina-1757019160.html
РИА Новости
"Газпром" ставит эксперимент на Украине. Ей не нравится
Объем поставок "Газпрома" в ЕС — одна из горячих тем для обсуждения в последние недели. Критики пытаются увидеть в этом политическую составляющую. На что... РИА Новости, 31.10.2021
В продолжение к вчерашнему материалу. Сегодня глава оператора ГТС Украины С.Макогон написал в своём фейсбуке, что "Газпром" снизил с 1 ноября объём транзита до 57 млн куб.м в сутки, это эквивалент 20,8 млрд в годовом исчислении. И ничего, всё отлично работает.
Хорошая картинка KAPSARC по темпам восстановления спроса на нефть. Она напоминает, что пока мы ещё не достигли доковидных уровней спроса, а ОПЕК+ лишь наращивает ранее ограниченную добычу. То есть разговоры о недоинвестировании в сектор — они имеют под собой основания, но этого эффекта мы пока не видим. Да, цены высоки, т. к. баррель в баррель балансировать потребление не так просто, плюс видим доп.спрос на нефть из-за межтопливной конкуренции на фоне дорогих газа/угля.
На картинке средние значения по году, хотя восстановление идёт более-менее плавно. Поэтому на 4кв 2021 реальный спрос ожидается 98.7 млн б/д (выше среднего по году), а на 4кв. 2022 — 101,2 млн б/д, т.е больше, чем в доковидном 2019. К тому времени ОПЕК+ восстановит все ограничения, но останется (возможно?) более низкий уровень добычи в США. Тогда и начнётся самое интересное. Хотя считается, что свободные мощности у стран ОПЕК останутся, в т.ч. поэтому кризис недоинвестирования в полной мере может проявить себя ближе к середине десятилетия.
На картинке средние значения по году, хотя восстановление идёт более-менее плавно. Поэтому на 4кв 2021 реальный спрос ожидается 98.7 млн б/д (выше среднего по году), а на 4кв. 2022 — 101,2 млн б/д, т.е больше, чем в доковидном 2019. К тому времени ОПЕК+ восстановит все ограничения, но останется (возможно?) более низкий уровень добычи в США. Тогда и начнётся самое интересное. Хотя считается, что свободные мощности у стран ОПЕК останутся, в т.ч. поэтому кризис недоинвестирования в полной мере может проявить себя ближе к середине десятилетия.
Написал по нефтегазохимическим производствам. Те, кто читали колонки на Рупеке, нового узнают не так много. Тут скорее попытка в сжатой и насколько возможно доступной форме донести текущую повестку до широкого круга читателя. Тем не менее, краткая выжимка.
По предварительным оценкам, в России будет произведёно свыше 7 млн т крупнотоннажных полимеров (без учёта каучуков). После чего в ближайшие 2-3 года объём выпуска меняться не будет. Но уже в районе 2024-2026 годов ожидается новый скачок объёмов производства.
К концу 2023 года должна заработать новая установка пиролиза ЭП-600 на «Нижнекамскнефтехиме» («Сибур»). К 2024 году уже анонсирован и запуск строящегося «Иркутского завода полимеров» («ИНК»), это 650 тыс.т полиэтилена в год. Примерно на тот же период намечен запуск «Амурского ГХК» («Сибур»), мощностью в 2,7 млн т полиэтилена и полипропилена.
Весной 2021 года началось строительство Балтийского ГПЗ («Газпром» и «Русгаздобыча») и ГХК («Русгаздобыча») комплексов в Усть-Луге, здесь будет производиться 3 млн т полиэтилена. Первую продукцию можно ожидать примерно в районе 2025 года. На Нижегородском НПЗ начато строительство производства полипропилена («Лукойл», 500 тыс.т).
К началу второй половины десятилетия мы увидим рост объёмов производства крупнотоннажных полимеров более, чем в два раза.
Новых перспективных проектов также очень много. Среди них ещё один комплекс на «Нижнекамскнефтехиме», и давно обсуждающийся проект «ВНХК» («Роснефть»), новые производства на «Газпром нефтехим Салават» и другие. На рынок эти объёмы (в той части, в которой они будут реализованы) выйдут скорее во второй половине десятилетия.
Но уже сейчас нужно заглядывать дальше: внимание наблюдателей приковано к разработке газовых запасов Ямала, с учётом того, что там достаточно и так называемого «жирного» газа, т. е. содержащего этан.
Впервые СМИ сообщили о нескольких «развилках» по разработке подобных газовых месторождений Ямала ещё весной. Чуть позже стало известно, что окончательное решение ожидается летом, но оно так и не было принято. А в конце октября по проблеме освоения газовых запасов Ямала прошло совещание и с участием В.Путина.
Что же это за развилки? Напомним, что суть всех проектов — выделять из природного газа этан и другие ценные фракции. Первый вариант. Транспортировать по трубам «жирный» газ в климатически благоприятные условия, и там уже его и разделять и производить полимеры. То есть, по сути масштабировать логику проекта «Балтийский ГПЗ/ГХК». Второй вариант: разделять газ на компоненты на Ямале, и вывозить в более климатически и логистически подходящие регионы (например, Дальний Восток) уже сам этан. И там строить заводы по производству полимеров. Наконец, третий вариант. Все процессы, — и разделение компонент, и химию проводить на Ямале.
У каждого из вариантов есть свои плюсы и минусы. В рамках открытой части уже упомянутого совещания В.Путин призвал строить центры по глубокой переработке газа непосредственно в ЯНАО. Но здесь осталось до конца неясно, идёт ли речь только о разделении газа на компоненты или о всём цикле, с производством нефтегазохимической продукции .
Но нефтегазохимия на Ямале — важная, но часть общей картины, где основную роль будет играть газ и его монетизация. Поэтому дискуссии по развитию химических производств связаны и с вариантами газового экспорта. В любом случае, все продукты (будь то этан или полимеры) придётся вывозить в восточном направлении. И здесь вновь становится актуальным вопрос круглогодичной навигации по СМП. А значит, нужна кооперация и с вывозом СПГ.
Возможное решение по круглогодичному экспорту в Азию — это ледокольная проводка каравана из судов — и с СПГ, и одновременно с сжиженным этаном или полимерами. Все варианты — очень непростые и капиталоёмкие. А плюсы дешёвого в добыче сырья компенсируются климатическими и логистическими сложностями. Подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20211123/polimery-1760214383.html
По предварительным оценкам, в России будет произведёно свыше 7 млн т крупнотоннажных полимеров (без учёта каучуков). После чего в ближайшие 2-3 года объём выпуска меняться не будет. Но уже в районе 2024-2026 годов ожидается новый скачок объёмов производства.
К концу 2023 года должна заработать новая установка пиролиза ЭП-600 на «Нижнекамскнефтехиме» («Сибур»). К 2024 году уже анонсирован и запуск строящегося «Иркутского завода полимеров» («ИНК»), это 650 тыс.т полиэтилена в год. Примерно на тот же период намечен запуск «Амурского ГХК» («Сибур»), мощностью в 2,7 млн т полиэтилена и полипропилена.
Весной 2021 года началось строительство Балтийского ГПЗ («Газпром» и «Русгаздобыча») и ГХК («Русгаздобыча») комплексов в Усть-Луге, здесь будет производиться 3 млн т полиэтилена. Первую продукцию можно ожидать примерно в районе 2025 года. На Нижегородском НПЗ начато строительство производства полипропилена («Лукойл», 500 тыс.т).
К началу второй половины десятилетия мы увидим рост объёмов производства крупнотоннажных полимеров более, чем в два раза.
Новых перспективных проектов также очень много. Среди них ещё один комплекс на «Нижнекамскнефтехиме», и давно обсуждающийся проект «ВНХК» («Роснефть»), новые производства на «Газпром нефтехим Салават» и другие. На рынок эти объёмы (в той части, в которой они будут реализованы) выйдут скорее во второй половине десятилетия.
Но уже сейчас нужно заглядывать дальше: внимание наблюдателей приковано к разработке газовых запасов Ямала, с учётом того, что там достаточно и так называемого «жирного» газа, т. е. содержащего этан.
Впервые СМИ сообщили о нескольких «развилках» по разработке подобных газовых месторождений Ямала ещё весной. Чуть позже стало известно, что окончательное решение ожидается летом, но оно так и не было принято. А в конце октября по проблеме освоения газовых запасов Ямала прошло совещание и с участием В.Путина.
Что же это за развилки? Напомним, что суть всех проектов — выделять из природного газа этан и другие ценные фракции. Первый вариант. Транспортировать по трубам «жирный» газ в климатически благоприятные условия, и там уже его и разделять и производить полимеры. То есть, по сути масштабировать логику проекта «Балтийский ГПЗ/ГХК». Второй вариант: разделять газ на компоненты на Ямале, и вывозить в более климатически и логистически подходящие регионы (например, Дальний Восток) уже сам этан. И там строить заводы по производству полимеров. Наконец, третий вариант. Все процессы, — и разделение компонент, и химию проводить на Ямале.
У каждого из вариантов есть свои плюсы и минусы. В рамках открытой части уже упомянутого совещания В.Путин призвал строить центры по глубокой переработке газа непосредственно в ЯНАО. Но здесь осталось до конца неясно, идёт ли речь только о разделении газа на компоненты или о всём цикле, с производством нефтегазохимической продукции .
Но нефтегазохимия на Ямале — важная, но часть общей картины, где основную роль будет играть газ и его монетизация. Поэтому дискуссии по развитию химических производств связаны и с вариантами газового экспорта. В любом случае, все продукты (будь то этан или полимеры) придётся вывозить в восточном направлении. И здесь вновь становится актуальным вопрос круглогодичной навигации по СМП. А значит, нужна кооперация и с вывозом СПГ.
Возможное решение по круглогодичному экспорту в Азию — это ледокольная проводка каравана из судов — и с СПГ, и одновременно с сжиженным этаном или полимерами. Все варианты — очень непростые и капиталоёмкие. А плюсы дешёвого в добыче сырья компенсируются климатическими и логистическими сложностями. Подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20211123/polimery-1760214383.html
РИА Новости
Глобальная этаноколонка: Россия наконец становится полимерной державой
Развитие российской нефтегазохимии остается в центре внимания. Недавно мы обсуждали среднетоннажную химию. А что происходит в самом крупном сегменте полимеров? РИА Новости, 23.11.2021
Написал немного по газовым новостям, в основном европейским. Цены в ЕС по-прежнему колеблются в районе отметки в $1000 за тыс. кубов. Котировки примерно на том же уровне, если судить по фьючерсным контрактам, рынок закладывает на весь первый квартал, то есть почти на весь период отопительного сезона в Европе. Но обычно дальние фьючерсы также отражают в первую очередь текущее понимание обстановки. И в большинстве случаев при изменении нынешней конъюнктуры эти цены корректируются в том же направлении, что и цены ближайших поставок.
В последние месяцы «Газпром» последовательно снижал объёмы суммарного бронирования мощностей по двум «чужим» маршрутам — украинскому и польскому. В октябре и ноябре «Газпром» резко снизил объём месячного бронирования, и, соответственно прокачку, по «польскому» маршруту, газопроводу «Ямал-Европа». Заказывалась только треть от общей мощности. А на декабрь вообще отказался от этого предложения.
Но хотя горячие заголовки по типу ««Газпром» оказался бронировать газотранспортные мощности на такой-то месяц» привлекают внимание, это не гарантирует отказ от поставок по маршруту, если в том будет необходимость. Это можно сделать в ежесуточном режиме.
Остаётся ещё один фактор. Цены на суточных аукционах обычно выше, чем при бронировании на месяц. Это хорошо видно по украинскому направлению. Напомним, что базовая ставка тарифа на транспортировку по территории Украины - $32 за тыс. кубометров. Но для дополнительных (сверх «обязательных» сорока миллиардов в год) объёмов тарифы увеличиваются. При бронировании на квартал — с коэффициентом - 1,1, на месяц - 1,2. А за сутки — с коэффициентом 1,45.
То есть, стоимость транзита доп. объёмов по Украине, заказанных за сутки, на $11 выше по сравнению с квартальным бронированием. И при относительно низком уровне цен, скажем, в двести долларов за тысячу кубометров, даже дополнительные $10-15 имеют большое значение. Ведь из этих 200 придётся также заплатить и экспортную пошлину, и НДПИ, и расходы на транспортировку по прочим маршрутам, и амортизацию, и операционные расходы, налоги.
Но, когда цены находятся на значениях много выше, эти $10-15 долларов уже практически не влияют. А по польскому маршруту к тому же и сама транспортировка намного дешевле, чем по Украине. При этом отсутствие месячного бронирования создаёт на рынке дополнительное напряжение и поддерживает цены.
Часто обсуждалась связь ограничения экспорта в ЕС с запуском «Северного потока-2», но может быть настало время посмотреть на ситуацию с другой стороны? Российская компания скорее ведёт себя сейчас как рыночный игрок — просто выполняет свои контрактные обязательства, наслаждается хорошей конъюнктурой и оптимизирует объём поставок таким образом, чтобы получить максимальную прибыль.
В предыдущем материале мы обсуждали, что «Газпром» в конце октября значительно снизил транзит через Украину, тем не менее украинская ГТС спокойно функционирует. После этого на один день, первого ноября, суточные поставки падали ещё ниже — всего 56 млн в сутки (эквивалент 20 млрд куб.м в год!). Словно протестировав возможности ГТС работать на маленьких объёмах транзита, «Газпром» возвращает объём на «стандартные» 109 млн кубометров.
А 12 ноября А.Миллер сообщил, что обязательства «Газпрома» по транзиту через Украину в 2021 году будут перевыполнены. Это могло быть расценено как планы резко нарастить объём транзита через Украину. Хотя по факту объёмы по-прежнему не превышают уровень минимальных контрактных объёмов.
Но глава «Газпрома» не ошибся. Ведь расчёт минимального объёма прокачки проходит в ежесуточном режиме, ровно также рассчитывается и оплата «качай-или-плати». Но были дни, когда «Газпром» превышал «минималку». И так как, «недобор» в одни дни нельзя компенсировать «перебором» в другие, это означает, что контрактные обязательства в любом случае будут перевыполнены.
Подробнее+немного новостей по глобальным рынкам=по ссылке. https://ria.ru/20211127/evropa-1760955555.html
В последние месяцы «Газпром» последовательно снижал объёмы суммарного бронирования мощностей по двум «чужим» маршрутам — украинскому и польскому. В октябре и ноябре «Газпром» резко снизил объём месячного бронирования, и, соответственно прокачку, по «польскому» маршруту, газопроводу «Ямал-Европа». Заказывалась только треть от общей мощности. А на декабрь вообще отказался от этого предложения.
Но хотя горячие заголовки по типу ««Газпром» оказался бронировать газотранспортные мощности на такой-то месяц» привлекают внимание, это не гарантирует отказ от поставок по маршруту, если в том будет необходимость. Это можно сделать в ежесуточном режиме.
Остаётся ещё один фактор. Цены на суточных аукционах обычно выше, чем при бронировании на месяц. Это хорошо видно по украинскому направлению. Напомним, что базовая ставка тарифа на транспортировку по территории Украины - $32 за тыс. кубометров. Но для дополнительных (сверх «обязательных» сорока миллиардов в год) объёмов тарифы увеличиваются. При бронировании на квартал — с коэффициентом - 1,1, на месяц - 1,2. А за сутки — с коэффициентом 1,45.
То есть, стоимость транзита доп. объёмов по Украине, заказанных за сутки, на $11 выше по сравнению с квартальным бронированием. И при относительно низком уровне цен, скажем, в двести долларов за тысячу кубометров, даже дополнительные $10-15 имеют большое значение. Ведь из этих 200 придётся также заплатить и экспортную пошлину, и НДПИ, и расходы на транспортировку по прочим маршрутам, и амортизацию, и операционные расходы, налоги.
Но, когда цены находятся на значениях много выше, эти $10-15 долларов уже практически не влияют. А по польскому маршруту к тому же и сама транспортировка намного дешевле, чем по Украине. При этом отсутствие месячного бронирования создаёт на рынке дополнительное напряжение и поддерживает цены.
Часто обсуждалась связь ограничения экспорта в ЕС с запуском «Северного потока-2», но может быть настало время посмотреть на ситуацию с другой стороны? Российская компания скорее ведёт себя сейчас как рыночный игрок — просто выполняет свои контрактные обязательства, наслаждается хорошей конъюнктурой и оптимизирует объём поставок таким образом, чтобы получить максимальную прибыль.
В предыдущем материале мы обсуждали, что «Газпром» в конце октября значительно снизил транзит через Украину, тем не менее украинская ГТС спокойно функционирует. После этого на один день, первого ноября, суточные поставки падали ещё ниже — всего 56 млн в сутки (эквивалент 20 млрд куб.м в год!). Словно протестировав возможности ГТС работать на маленьких объёмах транзита, «Газпром» возвращает объём на «стандартные» 109 млн кубометров.
А 12 ноября А.Миллер сообщил, что обязательства «Газпрома» по транзиту через Украину в 2021 году будут перевыполнены. Это могло быть расценено как планы резко нарастить объём транзита через Украину. Хотя по факту объёмы по-прежнему не превышают уровень минимальных контрактных объёмов.
Но глава «Газпрома» не ошибся. Ведь расчёт минимального объёма прокачки проходит в ежесуточном режиме, ровно также рассчитывается и оплата «качай-или-плати». Но были дни, когда «Газпром» превышал «минималку». И так как, «недобор» в одни дни нельзя компенсировать «перебором» в другие, это означает, что контрактные обязательства в любом случае будут перевыполнены.
Подробнее+немного новостей по глобальным рынкам=по ссылке. https://ria.ru/20211127/evropa-1760955555.html
РИА Новости
Европа ошиблась в расчетах и сделала "Газпром" акулой рынка
Цены на газ в Европе по-прежнему колеблются в районе отметки в тысячу долларов за тысячу кубометров. Котировки примерно на том же уровне, если судить по... РИА Новости, 27.11.2021