"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 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

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

Осознавая все плюсы и минусы, запустил проект на sponsr.ru. Если кто не в курсе, это платный для подписчиков (увы) ресурс, куда тем не менее уже сбежали многие друзья и коллеги. Сделал два уровня — первый с регулярными энергообзорами (думаю, два в неделю), на втором — добавляются чуть менее регулярные, но более сложные тексты.

Совсем принципиально от предыдущей деятельности это едва ли будет отличаться, разве что планирую больше делать уклон на стыке отраслевых новостей и энергетических финансовых рынков. Это не только и не столько дань моде на финансовый сектор. Уверен, что здесь есть синергия в т.ч. и для понимания самого энергорынка. Постоянные читатели наверное время от времени видели намёки на такой подход в записях в соц.сетях. Здесь его хотелось бы расширить.

Пока в наличии первый энергообзор — там обсуждаем «Газпром», рекордные цены на газ, аммиак и углеродные выбросы, и как всё это связано друг с другом.

В рамках текста второго уровня на днях был выложен обзор происходящего на американском газовом рынке, и почему американские газодобытчики и даже производители СПГ толком ничего не выигрывают (и даже проигрывают) от прекрасной конъюнктуры.

Как минимум на ближайшее время, это будет основным видом деятельности. https://sponsr.ru/sobko/

Очередной энергообзор для sponsr оказался полностью посвящён нефтяному рынку. Коллеги просили хотя бы в двух словах поддерживать повестку в открытых постах. Поэтому кратко.

Огромный разброс по прогнозу спросу. Причём в обе стороны — от новых локдаунов из-за омикрона (-3 млн б/д), до роста почти на 5 млн б/д за год — но в это совсем слабо верится. Скорее всего будет что-то среднее, умеренный рост. Через год проверим.

Что со стороны предложения? Пока ОПЕК+ даже ограничивает добычу, поэтому самое интересное начнётся в том случае, если за год будет хороший рост спроса. Тут то и узнаем, какие резервные добычные мощности остались на Ближнем Востоке, как проявит себя недоинвестирование в целом по миру, и что со сланцем. Как обычно, прогнозов не даю, но пишу, за чем следить, на что обращать внимание.
Все подробности — по ссылке, иначе будет нечестно по отношению к подписчикам. https://sponsr.ru/sobko/8541/Obzor_energorynka_2_Neopredelennosti_na_neftyanom_rynke

Осознанно в первых обзорах на sponsr несколько избегал темы СПГ, т. к. она для меня во многом основная, работать с ней проще всего, поэтому хотелось начать с чего-то другого. Но интересные новости поступают, неправильно было бы игнорировать.
Как обычно, краткая выжимка в открытом доступе.

1. Американский СПГ. По мощностям сравнялись с Катаром и Австралией, а в следующем году обгонят всех и будут иметь мощностей на 106 млн тонн (для сравнения, 360 млн — глобальный спрос в прошлом году). Новых планов громадьё, и, что важно, они учитываются в долгосрочных прогнозах. Только вот о новых заводах мы слышим больше двух лет, а инвестрешений не принимается. Причины:
- опасения роста внутренних цен на газ на фоне снижения глобальных
- внутреннее давление по ограничению экспорта (маловероятно, но тем не менее)
- зелёная повестка — от улавливания углекислоты (что удорожает проекты) до потенциальных рисков штрафов за утечки метана при гидроразрыве пласта.

2. Цена реализации «Газпрома» по данным ФТС в октябре опять выросла — следует за биржевой ценой с лагом, а вот российский СПГ намного дешевле — вот что значит преобладание нефтяной привязки в СПГ по сравнению с биржевой ценой в контрактах на сетевой газ.

«Ямал СПГ» платит дивиденды — новость наделала немного шуму, но это внутренняя история, без биржевой составляющей. Акционеры — только «Новатэк» и другие участники проекта. Тем не менее, есть причины понаблюдать.
Подробнее обо всём в тексте. https://sponsr.ru/sobko/8813/Energeticheskii_obzor_4_Novosti_gazovyh_rynkov

Очередной обзор для sponsr. Потихоньку вырисовывается формат. Сначала немного простой, но интересной текучки + 1-2 более долгоиграющих сюжета «в фокусе». Сегодня в фокусе американский сланец. Анонсы в открытом доступе.

По газу — EQT, крупнейший сланцевый газодобытчик США объявил о планах по байбеку, погашения долга и возобновлению дивидендов (2.5% дивдоходности). Но нам интересна традиционно не фондовая часть, а то, что такие заявления говорят в пользу того, что компания видит долгосрочно устойчивым свой бизнес при цене газа в $3/млн БТЕ. Но планы это только планы, будем следить.

По нефти — на Permian ожидается новый рекорд добычи (выше доковидных максимумов), это при том, что число буровых и суммарный объём добычи в США восстановились только на половину от ковидного провала. Т.е. сейчас все усилия сконцентрированы именно на Пермском бассейне. Плюс к тому бурят только лучшие места, а также активно тратят DUC (незаконченные гидроразрывом скважины, которые до этого потихоньку «копились» более пяти лет). Что будет, когда эти резервы исчерпаются — посмотрим.
Картинки, гиперссылки, подробности — по ссылке. https://sponsr.ru/sobko/8899/Energeticheskii_obzor_5_V_fokuse__slancevyi_neftegaz

Написал обзорный текст по интересным новостям СПГ за последнее время. Краткое содержание.

Китайская Zhejiang Energy подписала предварительные договорённости о приобретении 10% доли в якутском СПГ-проекте. Чуть ранее «Новатэк» заключил сразу два соглашения по долгосрочным поставкам СПГ с той же Zhejiang Energy и с компанией ENN. А в феврале прошедшего года «Новатэк» подписал контракт с Shenergy. Все упомянутые компании находятся за пределами китайской «большой нефтегазовой тройки» - CNPC, CNOOC, Sinopec.

Т.е. к активности в секторе СПГ присоединяются и небольшие компании, часто это региональные дистрибьюторы энергоресурсов. В списке и Foran, China gas, Sinochem, Guangzhou Development, Shenzhen Gas и другие. Почему так происходит? Для импорта СПГ важен доступ к терминалам по приёму СПГ. И тут работают два фактора. Во-первых, некоторые газовые компании уже стали достаточно крупными, чтобы самостоятельно (или в партнёрстве) строить собственные терминалы СПГ. Во-вторых, в рамках либерализации рынка небольшие компании получили доступ и к «регазам» других компаний.

Описанный сюжет скорее имеет большее значение для будущего, чем для настоящего. Но и сейчас он внёс свой вклад в рост спроса на СПГ в КНР. По предварительным данным, импорт СПГ в Китае за год увеличился почти на 18% (!), по сравнению с 6% среднемирового роста этого рынка. А Китай п уже обогнал Японию по объёмам закупок СПГ, став мировым лидером по импорту этого топлива.
Но намного важнее - будущее. На следующий год МЭА предсказывает рост спроса на СПГ в 4%. Кстати, примерно такой же и долгосрочный темп роста спроса ожидают консервативные прогнозы. Но без дополнительного предложения не будет и роста спроса.

А некоторые трудности прошлого года переходят и год новый: завод СПГ в Норвегии после пожара осенью 2020 года по планам должен был быть перезапущен в октябре 2021 года. Сейчас назначена новая дата запуска — май 2022 года. Новых заводов СПГ в текущем году будет запущено немного. В основном это достраивающиеся американские производства, в результате чего уже по итогам всего 2022 года США станут крупнейшем в мире производителем СПГ. Но недавняя «хайповая» новость — экспорт газа из США может вырасти вдвое в 2023 году по сравнению с 2020 годом — лишь частично объясняется вводом новых мощностей по сжижению. Вторая причина — низкая база 2020 года. Ведь тогда многие уже построенные заводы СПГ в США простаивали.

Что касается среднесрочных перспектив, то здесь вновь интересен Китай. Компании страны за год подписали договорённости на 25 млн т в год новых поставок в будущем. Это много — треть от текущего импорта.

Цены. Они сейчас на высоком уровне в районе $1000, а танкеры без преувеличения мечутся между европейским и азиатским рынком, реагируя на небольшие изменения конъюнктуры. Но все эти рассуждения связаны именно с биржевыми ценами. При этом Европа именно по таким ценам действительно получает большую часть своего газа. Напротив, в Азии по-прежнему распространена нефтяная привязка, а по высоким ценам регион импортирует только дополнительный, «спотовый» СПГ, долю которого можно приблизительно оценить в 25% рынка. Поэтому даже при нефти по $80 Азия по-прежнему платит за основную часть своего СПГ раза в два-три меньше, чем спотовая цена. Но главное — какие же договорённости по новым контрактам? По попавшем в прессу сведениям у новых контрактов с Катаром на поставку СПГ в Китай вновь ценовая нефтяная привязка. Цены в договорах на поставку СПГ из США будут зависеть от внутренних американских цен на газ.

Ценовая привязка в долгосрочных контрактах к биржевым ценам на газ постепенно набирала популярность, но высокая волатильность цен «спота» за последние два года охладила энтузиазм участников рынка. Но ЕС, который активней других внедрял биржевые цены на газ и больше всего сейчас страдает от высоких цен, пока не демонстрирует желания вернуться к более сбалансированным механизмам ценообразования в долгосрочных контрактах.
В 2 раза подробнее и со всеми гиперссылками — по ссылке. https://ria.ru/20220203/evropa-1770710982.html

Мой уважаемый коллега, приглашенный профессор РЭШ Александр Маланичев запустил телеграмм-канал с фокусом на мировые рынки нефти и газа. Ключевые темы новостной подборки и авторских материалов:
- кратко- и долгосрочные тенденции цен;
- моделирование добычи сланцевой нефти;
- стратегия ОПЕК.
Присоединяйтесь!

https://yangx.top/technology_vs_geology

Коллеги разместили прогноз сланцевой добычи в зависимости от цены на нефть. При 80 — рост, при 60 — падение от текущих. И, конечно, многое будет зависеть от того, сколько осталось лучших мест для бурения, «sweet spots» и насколько хорошо DPR от EIA умеет учитывать этот фактор. https://yangx.top/technology_vs_geology/422