Буквально несколько дней назад мы обсуждали, насколько коррелируют колебания цен на нефть с возможным «изъятием» с рынка некоторого количества российской нефти — тогда писал, что цены упали на уровень 100-, а значит трейдеры, возможно, уже не видят рисков дальнейшего развития проблем с росс. поставками. С тех пор цены немного выросли. А. Маланичев обратил внимание на оценки, согласно которым изъятие 3 млн баррелей в сутки до конца 2022 года (а именно такой объём может уйти в случае настойчивого отказа ЕС от российских поставок и отсутствия возможности быстро перенаправить их в АТР) приводит к равновесной цене в 93-99 долл. за баррель. Т.е. в таком случае рынок уже учёл этот риск в цене.
Не уверен, но посмотрим. Напомню, некоторые западные аналитики в начале года прогнозировали нефть по 100+ к 2023 году и без всяких форс-мажоров и изъятий предложения (причины известны: резкий рост спроса, сложности при восстановлении добычи у ОПЕК+ ит.п.)
https://yangx.top/technology_vs_geology/919

Институт энергетики и финансов сформулировал по пунктам все проблемы для отказа Европы от российского газа. Различных аспектов много, но суть проста. Весь нынешний объём газа в мире уже «разделен» между потребителями. И если нефть в значительной её части гипотетически можно взаимно перенаправить и «обменяться», то с газом этого сделать не получится вследствие его агрегатного состояния и непростого процесса сжижения. Пока основная часть российского газового экспорта может идти или в Европу или будет «заперта». Новый СПГ для Европы вместо российских поставок - перетягивание дополнительных объёмов от продаж в АТР, для чего продавцов СПГ нужно сильно удивить ценой. А что будут делать в таком случае в АТР? Теоретически компенсировать углём. Но для этого нужно:
1) добычу угля ещё нарастить (Китай кстати занялся)
2) на этом фоне отыграть все планы по экологии, причём это не абстрактная климатическая повестка, а конкретные проблемы с качеством воздуха в магаполисах.
3) развивающиеся страны АТР готовили новую инфраструктуру электрогенерации именно под СПГ.
И т. д., ит.п. Какой-то значимый отказ от росс. газа в Европе если и будет, то долгий, дорогой и за счёт новых объёмов газа, ещё не учтённых рынком.
https://yangx.top/IEFnotes/306

Сообщают, что в апреле (начинается второй квартал) Молдавия будет платить «Газпрому» за газ свыше 1000 долларов за тысячу кубов.

Механизм ценообразования в общем случае комфортен для страны. В условно зимние месяцы (1 и 4 квартал) привязка на 70% нефтяная, и на 30% к европейской биржевой цене на газ. В условно летние месяцы (2,3 квартал) — на 70% к ценам на газ в ЕС и на 30% к нефти. Идея понятна — летом газ в Европе обычно дешевле, а зимой занижению цены помогает большая доля менее волатильной нефтяной привязки в цене.

Но не в этот раз — цены на газ в ЕС по-прежнему высоки, кроме того за базу расчёта берётся средняя цена на европейском хабе TTF (контракт front month) в предыдущем месяце. А там как раз были всплески по 3000+ на фоне известных неопределённостей в начале марта.
https://yangx.top/newsmakerlive/30869

Написал на РИА по вопросам «зелёной повестки» в новых обстоятельствах. С одной стороны, как минимум частично её нужно сворачивать. С другой стороны — вижу новые шаги, инвестиции, обсуждения, и даже мнения о том, что всё нужно сохранять в полном объёме. Наверняка есть инерция, будем следить, думаю, что к теме, в каких границах эта повестка необходима, ещё вернёмся. Пока общие соображения:

Климатические контрсанкции: нужен ли России зеленый энергопереход?
По большому счёту вопрос в том, насколько более или менее активное включение в климатическую повестку было вообще изначально необходимо нашей стране. Не исключено, что по сумме факторов — здесь и известные неоднозначности климатической теории в точности предсказания климатических изменений, и баланс «плюсов» и «минусов» для России, если это потепление действительно состоится, и удобство углеводородной экономики для нашей страны - поддержка этого направления до некоторой степени выглядело знаком внимания в сторону западных стран. Сейчас они излишни.

Но этот реверанс был вызван и конкретными обстоятельствами, связанными с трансграничным углеродным налогом, который вскоре будет взиматься в ЕС при импорте некоторых товаров с высоким углеродным следом при производстве — в первую очередь это продукты металлургии и удобрения. Логика понятна — чтобы вести с европейскими импортёрами полноценный диалог по синхронизации шагов, связанных с углеродным регулированием (а здесь очень много деталей и аспектов, например взаимозачёты по углеродному налогообложению), необходима и хоть какая-то своя климатическая повестка.

Но что происходит сейчас? Евросоюз вводит запрет на импорт стали из России. Что касается удобрений, то, судя по всему, в ближайшие годы это будет дефицитный во всём мире товар, и на этом фоне углеродные выбросы при его производстве становятся вторичны. Это два основных сегмента, пока попадающих под будущий трансграничный углеродный налог. Но и весь остальной российский импорт ЕС сохраняет по необходимости. В этих обстоятельствах под вопросом оказывается осмысленность практически всех направлений климатического сотрудничества с ЕС. Например, будут ли вообще востребованы ориентированные на Европу проекты экспорта углеродонейтрального водорода, если даже раньше ЕС обсуждал, покупать ли будущий российский «голубой» водород (из газа, но без выбросов углекислоты), предпочитая исключительно «зелёный», т. е. вырабатываемый из электроэнергии ВИЭ. Нужны ли в новых обстоятельствах и внутрироссийские проекты по улавливанию выбросов углекислого газа, экономический смысл которых - снижение трансграничного углеродного налога.

Сейчас актуально найти новый баланс для развития российского сектора «зелёной энергетики» в самом широком смысле, который в себя включает уже очень много различных аспектов (только основные: ВИЭ, накопители, водород, улавливание углекислоты), и оставить действительно только нужные компетенции. К примеру, осмысленно развивать автономные системы энергоснабжения (ВИЭ+накопители или резервная генерация) для удалённых, в том числе северных, регионов. Но на пересмотр могут быть поставлены прочие проекты, когда ветряки лишь только в целях развития сектора ставились в регионах, где хватало традиционной генерации. Не стоит забывать, что внедрение большинства зелёных технологий совсем не гарантирует мультипликативный эффект для всей экономики, но зато приводит к удорожанию энергии и дополнительным расходам.

И главное. Сейчас перед нашей страной стоит вопрос импортозамещения по широкому спектру технологий, оборудования и материалов. И основная проблема здесь — не деньги, а дефицит компетентных научных, инженерных, технических кадров. На этом фоне правильно ли тратить этот людской ресурс на развитие модных и даже может в каких-то случаях перспективных «зелёных» направлений в будущем, в условиях наличия большого числа задач, срочность и актуальность которых не является предметом дискуссий.
https://ria.ru/20220323/sanktsii-1779491184.html

Колонка трёхлетней давности от января 2019 года, тогда, конечно, это был провокационный заголовок и "хотелки", но, будем надеяться, дождались. Кстати, ранее "Газпром" на своей Электронной торговой платформе уже проводил пробную сделку в рублях с поставкой за рубеж.

По поводу возможной заморозки строительства 2й и 3й линий «Арктик СПГ 2» компании «Новатэк». По идее, Европе выгодно, чтобы эти линии достроили, в противном случае это ещё больше снизит объём и без того небольшого нового предложения СПГ на ближайшие годы. Соответственно, Евросоюзу будет ещё сложнее забирать себе с рынка СПГ третьих стран, замещая российские трубопроводные поставки.

А вот нам нужно ещё понять, хватит ли газовозов на вывоз продукции с «Арктик СПГ 2» в АТР, учитывая все известные сложности с фрахтом, пока отсутствие круглогодичного вывоза по СМП в восточном направлении и большое транспортное плечо в случае экспорта из Ямала в АТР западным маршрутом "в обход".

Написал обзорный материал (с детализацией в газовом секторе) по отказу ЕС от росс. энергоносителей, и, соответственно нашему развороту на восток. Некоторые тезисы, за полным текстом прошу по ссылке.

По итогам 2021 года мы видим достаточно низкий (около 170 млрд куб.м) объём экспорта в Европу и Турцию. Это связано с тем, что осенью «Газпром» стал уменьшать объём поставок, а также с падением спроса из-за высоких цен на газ. Если оставить за скобками нетипичный «коронавирусный» 2020ый год, то традиционно в дальнее зарубежье на запад «Газпром» экспортировал около 200 млрд куб.м только трубопроводного газа. Сейчас с же Европа претендует на дальнейшее снижение импорта от и без того низкой базы 2021 года.

Весь объём прочего глобального предложения газа на рынке по сути уже разделён между потребителями. Поэтому сейчас попытки заместить российский газ, «пылесося» свободный СПГ с рынка, приводят к тому, что с каждым дополнительным кубометром напряжение и цены на глобальном газовом рынке будет только усиливаться. А соответственно, «Газпром» будет продавать снизившиеся объёмы газа в Европу по всё более высоким ценам.

Какие-то шаги по снижению спроса на газ Европа будет принимать, планов уже озвучено много. Всего понемногу — энергоэффективность, ВИЭ, уголь, и, конечно, «не забудьте снизить температуру в квартире».

Но главное сейчас — что будет через 5 лет, так как примерно в эти сроки можно получить СПГ с новых заводов, не учтённых рынком. Возможный ответ на этот вопрос есть в подписанном 25 марта США и ЕС соглашении по европейской энергобезопасности.
Согласно этому документу, уже в 2022 году США увеличат объём поставок в Европу на 15 млрд куб.м. Но от какой базы отсчёт и за счёт какого ресурса это будет сделано осталось пока неясным. Поэтому главное — дополнительные 50 млрд куб.м до 2030 года, это именно новый, и главное — гарантированный американский СПГ, который не придётся, как это происходит сейчас, перекупать с рынка, удивляя ценой.

Почему Европа раньше не озаботилась получением гарантированных поставок из США? Причина в нежелание ЕС отказываться от ценообразования на основе европейских газовых бирж. Но это не устраивало американских производителей. И вот, в подписанном документе напрямую говорится, что ЕС готов принять ценообразование на СПГ на американских принципах, то есть с привязкой к американским внутренним ценам на газ.

Подытожим. По сумме факторов, мы возможно действительно увидим уменьшение российского импорта в этом году и в среднесрочной перспективе. Но остаётся главный и непредсказуемый фактор спроса на газ — погода, что может как помочь Евросоюзу реализовать свои усилия, так и напротив, полностью перечеркнуть их, а объём спроса на российский газ даже превысит объёмы прошлого года.

В долгосрочной перспективе можно ожидать замещение 50 млрд куб.м на СПГ из США. Но Россия и до всех новых проблем планировала строить «Силу Сибири-2», где, в отличие от «Силы Сибири-1» ресурсная база — это запасы Западной Сибири и Ямала, которые сейчас идут в Европу. Сейчас, конечно, все эти процессы ускорятся, в конце февраля «Газпром» уже подписал договор на проектирование этого проходящего через Монголию газопровода в Китай. Кстати, по совпадению, мощность новой трубы — те же 50 млрд куб.м. Конечно, это дополнительные расходы.

Но «Газпрому» очень помогает текущая конъюнктура. Совсем недавно $300 за тысячу куб.м в ЕС считалось очень хорошей ценой для «Газпрома». Допустим, в текущем году средняя цена реализации составит 500 долларов, такой сценарий вполне вероятный. Реализация, скажем, 150 млрд куб.м с «наценкой» в 200 долларов к хорошей стандартной цене — это дополнительные 30 млрд долларов выручки! Конечно, часть уйдёт на оплату пошлины, налоги и прочие расходы, но даже за сумму, сопоставимую с дополнительной прибылью одного года, можно построить новый газопровод в Китай, который будет служить десятки лет.
https://ria.ru/20220327/gazoprovod-1780261291.html

По поводу сегодняшних новостей, что американская Tellurian приступила к строительству завода Driftwood LNG.

Постоянные читатели помнят, что мы неоднократно обсуждали развитие этого проекта. Один из основателей Tellurian Шариф Суки - мастер хайпа и пиара, соответственно и проект всегда предоставлял и ещё предоставит массу новостей для обсуждения. Кстати именно Суки стоял у истоков СПГ-отрасли США, будучи главой Cheniere Energy, компании-«пионера» американского СПГ. Успех здесь очевиден, но по непонятным до конца причинам Суки вынужден был уйти и основал новую компанию с новым проектом.

И вот уже мы много лет слышим, что теперь Driftwood это самый лучший СПГ проект с самым дешёвым на выходе СПГ ит.д., ит.п. Но здесь всё получается не так удачно, как в Cheniere. За это время многие проекты уже полностью отстроились и выпускают свой СПГ. А у Driftwood, несмотря на все расписываемые плюсы, по-прежнему остаются проблемы с долгосрочными контрактами/гарантиями финансирования. Достаточно сказать. что TotalEnergy на определённом этапе поучаствовала в проекте (и в капитале, и контрактами), но в какой-то момент пользуясь окном возможностей в контракте просто сбежала.

Возвращаясь к сегодняшним новостям. Platts прямо пишет, что объём работ, к которым приступили, ограниченный. А вопрос полного финансирования ещё не закрыт.
И, кстати, не объявлено и о принятии FID (окончательное инвестрешение), обязательная формальность, которая даёт старт строительству любого завода СПГ в США. Но разумеется в такой момент нельзя ещё раз не «хайпануть».

Всё это конечно, не означает, что Driftwood LNG не будет построен. Новые 50 млрд кубов СПГ для Европы к 2030 году сами себя не найдут, поэтому шансы появились даже не у самых перспективных проектов.

Важный момент - почему-то многие наблюдатели ждут 1 апреля, как день возможного прекращения поставок газа, в случае отказа покупок за рубли. Но прямых указаний, что это дедлайн именно для прекращения поставок нигде не было. Напротив сообщалось, что недельный срок дан для определения всех процедур. Какой будет лаг от запуска, согласования итп этих процедур, до момента, когда поставки станут невозможны в случае отказа тех или иных контрагентов платить в рублях - ещё вопрос, видимо не меньше месяца. Сразу об этом думал, потом встретил у уважаемого коллеги, который не любит слишком афишировать свой канал, и вот аналогично и мнение Алексея Громова из Института энергетики и финансов, а в статье по ссылке об этом же говорит и Игорь Юшков.

По поводу продажи "Газпромом" Gazprom Germania (сбыты, хранилища, трейдинг), думаю жалеть нечего. После Третьего энергопакета рентабельности там особой нет.

Вспомним слова А.Миллера от октября 2014 года

Наша газпромовская стратегия в Европе в течение среднесрочного периода строилась на том, что мы идем к конечному потребителю. Идем к конечному потребителю и создаем цепочки стоимости от геологоразведки и добычи в транспорте, в хранении, распределении с выходом на конечного потребителя, и в каждом из звеньев пытаясь создать совместные проекты с нашими зарубежными партнерами для того, чтобы диверсифицировать риски на каждом из звеньев этой цепочки, и чтобы создавать дополнительную стоимость. Работает ли эта стратегия сегодня? Я думаю, что наверно правильнее ответить – частично.

А вот в 2013 тогдашний глава Wintershall Райнер Зеле, объясняя, почему компания решила выйти из сбытовых активов, обменяв их на добычные активы в РФ:

«Рентабельность цепочки поставок снижается. Маржа перемещается в сторону разведки и добычи, ближе к скважине, и Wintershall в своей стратегии развития также поддерживает этот курс».

Всё это быстро нашёл, т. к. было в колонке от 2015 года) ссылку прилагаю. http://www.odnako.org/blogs/razvorot-na-360-gradusov-pochemu-gazprom-otkazalsya-ot-aktivov-v-evrope-i-vnov-zainteresovalsya-imi/

Написал немного про газорубль. Некоторые аспекты из текста, полностью — прошу по ссылке.

С 1 апреля начал работу новый механизм оплаты поставок газа в недружественные страны. Этот способ имеет преимущества, но при этом первичный платёж покупатели всё равно производит в евро, после чего российский банк осуществляет обменную операцию и далее рассчитывается с продавцом газа в рублях. Механизм сделан очень комфортным для покупателей газа. Но реакция импортёров пока неоднозначная.
Что же может происходить в случае временного прекращения поставок для всего ЕС? Считается, что первый кандидат на отключение — это промышленность. Но есть ещё одна возможность.

Нужно сказать, что Европа вступает в период новых расчетов по газу, наверное, в самый удачный для себя момент. В середине апреля традиционно заканчивается отопительный сезон. Обычно закачка газа в ПХГ начинается сразу же после отбора. Но в теории её можно и отложить.
Сейчас Россия поставляет в ЕС несколько меньше обычного: примерно 360 млн куб.м в сутки — и где-то столько же поступает ежесуточно в хранилища в разгар сезона закачки.
То есть полугодовой сезон закачки весь российский экспорт газа можно отнести на закачку газа в ПХГ, а, соответственно, прочими поставками пользоваться в текущем режиме. А значит Европа, в рамках споров по механизму оплаты, вполне себе может рискнуть, на некоторое время отказавшись от поставок, даже не снижая загрузку промышленности.

Но главное: что дальше. Понятно, что не закачать газ вообще — это катастрофа. А значит нужно будет закачивать позже, и в оперативном режиме. Скажем, если останется три месяца вместо шести, то и темпы должны быть в два раза выше. Мощности на закачку это позволяют. Примерно так, кстати, много лет назад поступала Украина (когда ещё приобретала газ у «Газпрома») - торговались до последнего, а потом оперативно закачивался нужный объём. Но Европе же для такого подхода должен быть увеличен и суточный объёма транзита. То есть вместо 400 млн ежесуточного экпорта, нужно будет найти транзитных мощностей на 800! Но это самый критичный вариант, если импорт прекратится на три месяца. Относительно безболезненно Европа может прекратить импорт, скажем на месяц.

Не исключено, что все эти риски и не реализуются. Повторимся, предложенный механизм в общем-то очень комфортен для импортёров. Но такой подход привёл и к тому, что «газорубль» получается в некоторой степени условный. Ценообразование и даже оплата в любом случае по-прежнему происходит в евро.

Эта проблема не нова. До тех пор, пока само ценообразование остаётся в валюте, продажи за рубли при любых схемах будут отчасти формальностью. Но сейчас появляется неплохой шанс создать именно систему ценообразования на газ за рубли. Напомним, что у «Газпрома» есть своя Электронная торговая платформа (ЭТП), где он ранее реализовал часть газа в Европу, с расчётами в евро. Однажды, в марте 2019 года уже проводил пробную продажу газа с поставкой в Германию за рубли по цене, установленной в рублях. Но с тех пор этот механизм не использовался. А последние полгода продажи на ЭТП прекратились в рамках тактики по уменьшению продаж в ЕС, иначе не получилось бы сократить поставки. Ведь продажи по ЭТП идут в дополнение к поставкам по долгосрочным контрактам.

Но в этом году у компании истекают долгосрочные контракты на 15 млрд куб.м в год. Какие-то объёмы могут быть выставлены на ЭТП с ценой в рублях. Только в таком варианте начнёт создаваться уже независимое рублёвое ценообразование на газ. И платить тогда придётся непосредственно в рублях.

Сейчас у «Газпрома» есть все возможности для импровизации. Цены на газ в ЕС уже очень высоки, уже началось разрушение спроса со стороны промышленности. Если же «Газпром» будет предлагать газ на своей торговой площадке в рублях со скидкой, то компания сможет одновременно, и сохранить спрос на свой товар, и, вероятно, найдёт желающих готовых поступиться европейскими принципами, но купить энергоноситель дешевле остальных. https://ria.ru/20220402/evropa-1781361741.html

Официальное сообщение: Латвия на данном этапе считает возможным оплачивать в рублях (в рамках действующего договора до 2030 года), прекращение импорта росс. газа в апреле связано с высокими ценами, поэтому решили воспользоваться своими запасами из хранилища (Инчукалнское ПХГ, где запасы велики для окончания отопит.сезона). Цитата, и ссылка:

03.04.2022.

Между АО “Latvijas Gāze” и ПАО «Газпром» заключен и действует долгосрочный договор о поставке природного газа до 2030 года, в котором предусмотрено произведение расчетов за природный газ в евро. В соответствии с изменениями в законодательстве Российской Федерации с 1 апреля 2022 года расчеты за поставки природного газа, осуществляемые после 1 апреля 2022 года по внешнеторговым договорам ПАО «Газпром» на поставку природного газа в ряд иностранных государств, должны производиться исключительно в российских рублях.

После оценки соответствия указанных изменений в порядке произведения расчетов ранее установленным санкциям, сделан первоначальный вывод, что такой порядок произведения расчетов – в российских рублях – формально не нарушает санкционный режим и возможен. В настоящее время Latvijas Gāze продолжает детальный анализ предложенных изменений метода расчетов как с юридической точки зрения, так и с точки зрения деловых интересов концерна.

Председатель правления АО “Latvijas Gāze” Айгарс Калвитис “объем запасов природного газа АО “Latvijas Gāze” в хранилище достаточен для выполнения своих обязательств перед домашними хозяйствами и другими клиентами, поставляя закачанный в хранилище природный газ. Решение не закачивать (тут видимо проблемы перевода - в англ. варианте именно про импорт: not to pump gas through pipelines - А.С.) природный газ принято с учетом исторически высокой цены на природный газ в апреле, что привело бы к чрезмерно высокой цене за природный газ для наших клиентов и сделало бы подобное предложение неконкурентоспособным.”

https://lg.lv/ru/novosti/pazinojums-par-piegadem

По поводу запрета на поставки оборудования для строительства заводов СПГ. Уже на эту тему сказано-пересказано за последние годы, аспектов разных много, поэтому тезисно совсем:

Скорее всего сейчас мы уже не успеваем сделать полностью свою технологию/оборудование с тем, чтобы довести её до ума и окупить масштабированием. Если конечно, считать, что пик спроса на газ действительно будет в 2040м году, а, соответственно, темпы строительства новых заводов СПГ начнут замедляться раньше. Одна надежда, что пик газа сместится на более поздний срок, но это и риски.

Все эти проблемы и важность импортозамещения/локализации стоят на повестке дня уже как минимум с 2014 года, когда «Ямал СПГ» в общем-то со скрипом получил свои теплообменники от американской Air Products. Да, кое-что делается (например локализация теплообменников Linde). Но создание своей технологии провалилось идёт очень плохо.
Обнаружились проблемы с российским «Арктическим каскадом» на тестовой, небольшой 4й линии «Ямал СПГ». И вместо того, чтобы их решать, запасы будущего «Обского СПГ» (где российская технология должна была развиваться) перепрофилировали под газохимию, а для всех новых проектов закупили кучу лицензий Linde.

Т.е. как только угроза санкций якобы уходит, сразу обратный разворот к простым и гарантированным западным решениям. Ну ок, развернулись, что дальше.
И проблема эта актуальная не только для «Новатэка» но и для других наших газовых компаний. «Газпром» также якобы разработал свою технологию, вот только «Балтийский СПГ» также на иностранных решениях. Равно как «Дальневосточный СПГ» «Роснефти». Если они ещё будут когда-то построены, конечно.

Восемь лет было, чтобы объединиться и создать свою технологию, Минэнерго кстати к этому призывало всячески. Но нет, мы будем типа конкурировать и одновременно опят ждать с запада готовых технологических решений. Никто не против конкуренции, она помогает и не даёт затухнуть, но есть же вопросы, где нужно объединяться.

Если мы используем импортное оборудование, то некоторую часть выручки от СПГ мы выплачиваем обратно в счёт расходов на импортное оборудование. Экспортной пошлины на СПГ нет, по НДПИ для ямальских сильное освобождение.
Так что для нас развитие сектора СПГ даст полноценный мультипликативный эффект в случае, если будет большая доля росс. оборудования.

И, кстати, чем меньше СПГ мы дадим на рынок в ближайшее годы, тем сложнее будет ситуация на газовом рынке глобальном, т.е роль России, как поставщика оставшегося критически важного объёма трубопроводного газа, будет только возрастать.

Итого, запрет на импорт оборудование для заводов СПГ не сказать, что очень для нас критичен. Шапкозакидательства здесь нет, скорее одно расстройство, что последнее десятилетие потрачено, вместо того, чтобы объединиться и создать свою технологию, три газовых гиганта только перетягивали одеяло. И всё бы было хорошо, если бы на выходе мы сейчас имели три независимых российских СПГ-технологии. Но почему-то нет. Понятно, что невозможно импортозаместить всё и везде, но газ и СПГ, как его перспективное направление, - это ключевые отрасли для нашей страны.
Извините, накипело.

И небольшое дополнение к предыдущему посту, отвечая на вопрос, что же тогда делать?
Да, мы не успеваем в разумные сроки сделать собственную крупнотоннажную линию (5+ млн т на линию, как принято). Но можно «допиливать» действующий «Арктический каскад» (0,9 млн т), кроме того, повторюсь, у «Газпрома» заявлена своя среднетоннажная технология. И дальше делать экспортные проекты блоками из среднетоннажных линий. Всё это тоже уже обсуждалось много лет назад. Будут меньше объёмы, будет всё медленнее ит.п. Зато уже есть наработки, а среднетоннажка скорее окажется даже более востребована после прохождения «пика газа» как более гибкая, локальная история, в бункеровке, итп.

США сейчас запускают Calcasieu Pass LNG, экспортный проект на 12 млн тонн, но там 18 линий по 0.7 млн т! Хотя имеют все возможности ставить и проекты 5+ млн т. Ровно на это нужно было сделать ставку и нам, а не стремиться продолжать ставить «иностранные» крупные блоки. Да, у среднетоннажки есть минусы (но и плюсы). Но с учётом того, что только такой вариант позволяет насколько возможно быстро провести импортозамещение, выбор очевиден. Вероятно, вообще не нужно «лезть» в дальнейшее укрупнение (как например, «Обский СПГ», если бы «Арктический каскад» заработал сразу идеально, планировалось уже делать на 2+ млн т), не тратить силы, а сконцентрироваться только на технологиях в районе 1 млн т в год мощности.

Написал про новую будущую трубу в Китай. Выкладываю здесь тезисно, за полным текстом прошу по ссылке.

Одним из острых вопросов станет цена будущих поставок. Тем более, что вопрос время от времени поднимается и в контексте работы «Силы Сибири», действующего газопровода в КНР. Стоимость реализации газа в КНР сейчас в два-три раза ниже, чем цена «голубого топлива» для многих стран ЕС. Причины известны: для контракта с Китаем используется «нефтяное» ценообразование, а в Европе — биржевые цены.
Но хотя текущие сверхвысокие биржевые цены в ЕС могут сохраняться долго, возможно даже годы, долгосрочно они неустойчивы по самым разным причинам. Топить нефтепродуктами сейчас оказывается в два раза дешевле, чем газом.

Своё отношение к будущему цен на газ демонстрирует и Катар. Страна договаривается о продажах СПГ по новым контрактам с Китаем с «нефтяной» ценовой привязкой. При нефти, скажем, в $80 за баррель СПГ уже на китайском побережье обойдётся примерно в 330 долларов за тысячу кубометров.
Можем ли мы ожидать похожей цены для будущего российского контракта на новые поставки трубопроводного газа в Китай? Не исключено, что она будет чуть ниже и тому есть объективная причина.

Дело в том, что основная экономическая активность, и, соответственно спрос на газ в Китае наблюдается в прибрежных провинциях. СПГ оказывается удобным решениям, так как и закупается он на берегу. А газ, к примеру, из Средней Азии попадает в слабо населённый СУАР. Поэтому далее газопроводы приходится тянуть уже самому Китаю до побережья.
Но действующий «Сила Сибири» спроектирован так, что заходит восточнее и приводит газ в район Пекина, там он действительно нужен. Тем не менее, маршрут от Пекина до российско-китайской границы в разы длиннее, чем до китайского побережья. Поэтому газ из трубы интересен Китаю по ценам ниже стоимости СПГ, чтобы компенсировать свои затраты на транспорт внутри страны.

Вернёмся к проектируемому «Сила Сибири-2», который перенаправит идущие сейчас в Европу запасы. Изначально точкой входа в Китай планировалось сделать участок границы между Казахстаном и Монголией. Но тогда мы бы столкнулись с уже описанными проблемами — в этом регионе газ Китаю не нужен, а значит он готов его брать очень дёшево. Поэтому сейчас предполагается Монголия как транзитная страна и выход всё в тот же регион Пекина.
Какой окажется стоимость газа для новых поставок из России? Ситуация сильно изменилась по сравнению с 2014 годом, когда заключался первый контракт с КНР, по «Силе Сибири». Последние события показывают, что в случае какой-либо международной напряжённости, поставки СПГ, в том числе американского, да и морские перевозки в целом оказываются рискованными. Это даёт нашей стороне определенные преимущества в переговорной позиции.

Учебники по финансовому менеджменту учат нас, что для принятия инвестрешения нужно построить модель денежных потоков, причем дисконтированных, то есть с учётом стоимости денег. И если, мол, заданной доходности инвестиций достичь не удаётся, то и участвовать в таком проекте не нужно. На эту тему было много спекуляций и касаемо действующей «Силы Сибири». И здесь два соображения. Во-первых, едва ли кто-то считал по этим методикам доходность ещё советских экспортных газопроводов в Европу. А если бы посчитали, возможно она бы оказалась отрицательной. Но советская газовая инфраструктура окупилась и по факту долгие годы обеспечивала доходы уже для Российской Федерации и «Газпрома».

И второе. Не может быть поставлено под сомнение, что «Газпром» должен продолжать и свою экспортную деятельность. Это не только валютные доходы, но и геополитическая составляющая. А значит, строить новую трубу в Китай нужно, так как экспорт в ЕС постепенно будет уменьшаться. И ещё одно соображение. С высокой вероятностью мы вступаем в период высокой инфляции. Если это действительно так, то для компании наличие активов, генерирующих выручку, намного важнее денег на счетах или даже кредитов. https://ria.ru/20220414/gazoprovod-1783386494.html

Судя по заявлениям официальных лиц, детали (страны, объёмы ит.п.) новых продаж газа за рубли пока разглашать не планируется, нам приходится довольствоваться косвенными признаками и данными. Сегодня такие признаки были: наблюдатели отмечают как аномальный объём торгов в паре евро/рубль, так и непропорциональное укрепление евро. Какие-то количественные выводы наверное делать пока рано, но здесь следует отметить ещё один аспект, который был прогнозируем сразу после анонсирования новой схемы.

Так как оплата будет в рублях, а торгуется газ по-прежнему евро, то на каком-то этапе возникает вопрос курса, по которому будет осуществляться оплата. И здесь, два момента.

Во-первых, импортёры оказываются заинтересованы подкупать рубль, когда он дешевле (т. е. евро дорог) и хранить этот рубль на счетах для оплаты. Что кстати, в целом неплохо для рубля. Иначе, если все будут покупать в последний момент, то рубль укрепится, а покупатели за свои евро получат меньше рублей. И с учётом снизившейся ликвидности валютного рынка в целом, эффект может быть заметный.

Второе. И на все эти колебания курса, в т.ч. не совсем рыночные, накладывается вопрос, по какому курсу будет выставлять счета «Газпром»: к примеру на конец месяца, день оплаты или средневзвешенному. Этого не слышал, если где-то было, прошу в комменты.
Как минимум половины этих проблем можно избежать, если продавать газ на площадке «Газпрома» и номинировать его в рублях.

Отдаст ли Китай американский СПГ Европе?

Написал, почему Китаю будет нужна наша труба в контексте возросших рисков — не только военных, но и в глобальном балансе СПГ.

Напомним, как ещё недавно предполагалось развитие рынка СПГ на ближайшие 10-20 лет. Среднегодовой темп роста спроса примерно в 4%, основной прирост со стороны развивающихся стран. Среди предложения — в основном новые заводы в США, также Россия, Восточная Африка, Катар.
Что изменилось? Заводы в Катаре войдут в строй по плану, но эти объёмы уже «расписаны» в будущем балансе роста спроса. При этом, выпадают, или сильно сдвигается «вправо» почти все запланированные заводы СПГ в России из-за недавних санкций на оборудование. В Восточной Африке крупные проекты также «зависли» на фоне активизации боевиков в Мозамбике.

И даже по США есть вопросы. Да, какие-то новые заводы будут построены, но будет ли их достаточно. В некоторых прогнозах к 2040 году 200 млн тонн новых мощностей СПГ-заводов в США, это в 2,5 раза больше чем в стране сейчас. Очевидно, что это очень оптимистичный прогноз. И все эти объёмы учтены в глобальном балансе спроса и предложения.
При этом в США сейчас рекордные внутренние цены на газ на 13-летних максимумах. На фоне растущего экспорта СПГ цены выросли более чем в два раза от привычных. Конечно, котировки ($300 за тыс. кубов) всё равно намного ниже, чем в мире. Но всё это создаёт оппозицию для новой волны масштабного экспорта СПГ.

В этих условиях обеспечить рост спроса на газ со стороны КНР может только переброска трубопроводного газа из РФ, ранее предназначавшегося для Европы. Поэтому Китай и заинтересован в новых поставках трубопроводного газа. СПГ просто не хватит, чтобы даже частично заместить российский газ в Европе, одновременно сохранив ранее запланированные объёмы в Азии.

На этом фоне, именно Китай очень активно контрактует новый СПГ по долгосрочным договорам. В прошлом году — 22 млн т в год. Среди этих контрактов есть и будущие поставки из США.
Более того, уже этой весной китайская ENN заключает договора с владельцами пока непостроенных американских заводов СПГ, в сумме ещё на 4,2 млн тонн. Даже западные наблюдатели иронизируют — о замене российского газа американским СПГ говорит Европа, вот только реальные договора заключает КНР.
А зачем же Китай массово заключает такие договора с США, если есть риски непоставки в случае каких-либо конфликтов. Повторимся, просто другого СПГ в мире не так много, поэтому КНР берёт, всё что есть. Тем более, платить-то нужно только по факту поставки.

Небольшое обобщение. А какие вообще есть варианты покупки СПГ — от самого «ненадёжного», до самого надёжного? Самый простой вариант - купить у трейдеров на спотовом рынке. Так сейчас делает Европа, в результате чего большая часть американского СПГ ей сейчас и достаётся. Минусы понятны: покупатель принимает текущую цену, и кроме того не имеет никаких гарантий поставки. Зато в плюсах — никаких обязательств.
Второй вариант. Это средне- или долгосрочный контракт. Тут можно вести переговоры по цене и есть хоть какие-то гарантии. Хотя не 100%: продавцы СПГ в Пакистан по контрактам с нефтяной привязкой просто разорвали эти договора, выплатив неустойку и продав топливо по ценам спотового рынка другим покупателям.

И третий вариант. Это прямое участие покупателя в проекте СПГ. Казалось бы, это наиболее надёжный вариант. Но инвестор вкладывает свои деньги сразу на этапе строительства, поэтому такой вариант чаще встречается между компаниями стран с высоким уровнем взаимного доверия. Например, в первую волну американских проектов СПГ так инвестировали японские компании. Но не китайские, которые и сейчас заключают обычные долгосрочные контракты.
Напомним, что китайская CNOOC объявила, что хочет продать свои добывающие активы в Канаде, США и Великобритании, которые достались ей несколько лет назад при покупке канадской компании Nexen. Среди причин напрямую называется риск санкций из-за растущего напряжения в отношениях с западом.
Полный текст — как обычно по ссылке. https://ria.ru/20220420/spg-1784359295.html

Институт энергетики и финансов напоминает об идее создания хранилищ для стратегического нефтяного резерва. Такой подход подробно прорабатывался тем же ИЭФ совместно с Российским газовым обществом после кризиса 2020 года. К сожалению, как это часто бывает, как только проблема исчезла, идея хранилищ оказалась заброшена. И вот — новый вызов, где хранилища сильно помогли бы.

Картинка говорит сама за себя, а подробности описаны коллективом авторов ещё в 2020 году в «Нефтегазовой вертикали» (ссылка в комментах). Инвестиции оцениваются $1 млрд в первую линию (на 25 млн т — это 5% годовой добычи).
Мы видим как ПХГ «Газпрома» позволяют эффективно работать в Европе. Хотя на нефтяном рынке ситуация отличается из-за сотрудничества ОПЕК+, хранилища могут добавить гибкости в самых разных ситуациях в будущем. Тем более, что краткосрочно регулировать объём добычи в нефтяной отрасли сложнее, чем в газовой.

Импортозамещение в нефтехимии: от вторпереработки до сложных синтезов

Здесь, как обычно, фрагменты, за полным текстом прошу по ссылке.
В начале февраля вице-премьер Юрий Борисов сообщает о планах по импортозамещению в мало/среднетоннажной химии: почти 500 миллиардов рублей инвестиций, 73 проекта. Что изменилось за эти два месяца? С одной стороны, актуальность только возрастает. Но на реализацию всех проектов в любом случае уйдёт несколько лет. В тех случаях, где предполагалось использование западных технологий уже придётся искать какие-то альтернативные пути. Но часть усилий сейчас важнее перенаправить на более простые, но срочные задачи.

Почему мы здесь отстали? По большому счёту, причины едва ли отличаются от схожих проблем в других областях. Что-то забыто и упущено в 90-х, что-то проигнорировано по принципу «продадим нефть и купим, что надо». Но есть и объективные ограничения.
Нельзя импортозаместить абсолютно всё. Международное разделение труда никто не отменял. Проблема общая, но для нефтехимии появляется ещё один аспект.

Чем выше тоннажность химического производства, чем сильнее проявляется влияние стоимости сырья на конечную продукцию, и наоборот. То есть, сложная малотоннажная химия выпускается в объёмах на порядки меньше крупнотоннажного, но она и стоит на порядок-два дороже. В структуре себестоимости основной вклад уже не стоимость сырья, а НИОКР.
Поэтому развивались в первую очередь направления крупнотоннажной нефтехимии (полимеры). И не факт, что мы достигли бы такого же финансового результата (то есть, изменения сальдо внешней торговли по химическому сектору: снижение импорта, рост экспорта), если бы сконцентрировались изначально на сложной химии. Но с другой стороны, сложная химия — это высокая добавленная стоимость и развитие внутреннего научного и инженерного потенциала.

Сейчас эффект от импортозамещения в сегменте крупнотоннажных полимеров уже заметен и на внутреннем рынке. Глобальные цены вновь растут, но в условиях кризиса российские производители сдерживают внутренние цены.
И здесь виден контраст с другим полимером. Речь идёт о полиэтилентерефталате (ПЭТФ или ПЭТ): сырьё в первую очередь для пластиковых бутылок для напитков. Россия потребляет около 600 тыс.т бутылочного ПЭТ, при этом где-то на треть зависит от импорта. В 1 кв. цены на этот полимер выросли на 25%.

Но нужно ли дальше новыми производствами закрывать оставшийся дефицит по ПЭТ? Лучше сделать уклон на вторичную переработку бутылок. Сейчас вторичный ПЭТ бутылочного качества производит завод Пларус (около 20 тыс.т в год), а скоро будет запущено производство «Сибура» мощностью вторичной переработки в 30 тыс.т в год. В сумме — 8% от всего потребления. Но ещё несколько подобных проектов способны закрыть вопрос импорта ПЭТ, одновременно решая проблему утилизации отходов.

Следует отметить, что у нас и сейчас перерабатывается 25% пластиковых бутылок. Но большая их часть превращается в полиэфирное волокно и другие продукты непищевого назначения. Это направление переработки тоже очень востребовано.
Производство вторичного ПЭТ пищевого качества, конечно, оказывается дороже. В Европе, кстати, такой вторичный полимер часто уже дороже первичного — он оказывается в дефиците, так как стандарты требуют наращивать долю вторичного продукта в упаковке под угрозой штрафов.
В любом случае, для обоих типов производств (пищевого и непищевого применения) чистота сырья напрямую и сильно влияет на себестоимость конечного продукта. Сейчас большая часть сырья до сих пор идёт с мусорных полигонов. Любопытно, что ещё недавно часть бутылок для вторпереработки даже импортировалась из Европы. Причины понятны: раздельный сбор мусора в приоритете давно, сырьё чистое.

Так что импортозамещать можно по-разному. От проектов малотоннажной химии до банального, но не менее полезного раздельного сбора пластиков. Конечно хочется быть уверенным, что вторсырьё пойдёт по назначению, а не попадёт потом в общий мусоровоз. https://ria.ru/20220427/importozameschenie-1785605387.html