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/
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
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
РИА Новости
Европа начала ставить над собой газово-рублевый эксперимент
С 1 апреля начал работу новый механизм оплаты поставок российского газа в недружественные страны. Этот способ обеспечивает защиту валютных поступлений, имеет... РИА Новости, 02.04.2022
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
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
Две картинки. На первой — оценки Bloomberg по экспорту СПГ из России в марте. Цифры чуть больше февральских (но и дней больше), но главное, что уровень поставок сохранился плюс-минус на обычном уровне и составил около 2.7 млн т. А по предварительным данным Kpler, в марте Россия экспортировала вообще рекордные 3 млн тонн СПГ.
Вторая картинка - прогнозы Reuters от 15 марта. Тогда считалось что по итогам марта экспорт СПГ окажется заметно меньше 2 млн т. (Самый правый блок, зелёные столбики) — это реальные данные по 15 марта плюс ожидания составителей по отгрузкам до конца месяца.
Т.е. реальность оказалась намного лучше. Что это — дефицит экспертизы, высокая неопределённость на середину марта, когда любые точные прогнозы было сделать сложно, или элементы информационной войны — вопрос открытый.
Вторая картинка - прогнозы Reuters от 15 марта. Тогда считалось что по итогам марта экспорт СПГ окажется заметно меньше 2 млн т. (Самый правый блок, зелёные столбики) — это реальные данные по 15 марта плюс ожидания составителей по отгрузкам до конца месяца.
Т.е. реальность оказалась намного лучше. Что это — дефицит экспертизы, высокая неопределённость на середину марта, когда любые точные прогнозы было сделать сложно, или элементы информационной войны — вопрос открытый.
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 технологиипровалилось 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.
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
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.
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
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
РИА Новости
Новая труба в Китай защитит "Газпром" от инфляции
Уже в ближайшее время должно начаться активное обсуждение строительства нового газопровода в Китай мощностью 50 миллиардов кубометров. Этот проект был... РИА Новости, 14.04.2022
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.
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
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
РИА Новости
Отдаст ли Китай американский СПГ Европе
В недавнем материале мы обсуждали, что нашим важным конкурентным преимуществом в непростых переговорах о будущих продажах газа в Китай станет гарантия поставки, РИА Новости, 20.04.2022
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.
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
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
РИА Новости
Для импортозамещения России нужна мусорная реформа
Импортозамещение — сейчас важная тема для обсуждения и первых решений. Но в одной из отраслей этот вопрос поднимался и перед обострением международной... РИА Новости, 27.04.2022
Польша выбирает путь Украины
Написал простенький текст по текущим событиям вокруг оплаты за рубли. Кратко тут, полностью — по ссылке.
Общая картина по вопросу оплаты газа за рубли недружественными европейскими странами пока полностью не прояснилась. Но 2 страны уже отказались рассчитываться в рублях, а поставка газа приостановилась: это Польша и Болгария.
Напомним, что у Польши истекает долгосрочный контракт с Россией в конце 2022 года. Страна и ранее объявляла, что продлевать его не будет. Поэтому решение Варшавы можно, казалось бы, трактовать просто в контексте досрочного прекращения и без того истекающего договора. Газовый баланс Польши известен. Около 20 миллиардов кубометров в год потребления, из них — 4 миллиарда собственной добычи, 10 миллиардов — российский газ по контракту, остальное — СПГ со своего терминала.
Соответственно, российский газ по плану должен быть заменён на топливо из строящегося газопровода Baltic Pipe (норвежский газ), который будет запущен осенью 2022 года. Но тут объёмы под вопросом до сих пор. Но и расчёт Варшавы на отказ от контракта понятен. «В случае чего», Польша планировала и дальше получать российский газ, отбирая его из транзитного газопровода «Ямал-Европа». Разумеется, абсолютно официально в рамках виртуального реверса.
Правда, сейчас «Ямал-Европа» полностью опустел, зато в объёме полного российского контракта идёт уже не виртуальный, а физический реверс в Польшу со стороны Германии.
К слову сказать, и ранее в последние месяцы, когда мы слышали, что «Ямал-Европа» работал, но совсем с маленькой загрузкой, Польша исправно получала по нему часть газа. Плюс к этому, с восточной стороны есть ещё две точки входа российского газа в Польшу. Во-первых, ещё одна труба через Беларусь, это газопровод Кобрин-Брест-Варшава (на 5 миллиардов кубометров максимальной мощности, но последнее время был загружен частично), а кроме того шёл газ и через Украину, в эквиваленте 3 миллиарда кубометров в год. Кроме того, работал и реальный, физический реверс со стороны Германии, конечно в меньших объёмах, чем сейчас. То есть, было задействовано четыре маршрута, которые в сумме давали как минимум те самые стандартные 10 млрд кубометров экспорта (в годовом исчислении), а в какие-то дни и больше. В результате, когда у всех в Европе газовые хранилища полупустые, у Польши сейчас они заполнены на 75%!
Примерно по такому пути в своё время пошла Украина, когда принципиально отказалась от импорта из России, но около 15 миллиардов кубометров в год стала получать реверсными поставками, которые формально приписываются к закупкам европейских импортёров. Но есть разница. Если Украина перешла на такую схему, когда «Газпром» в качестве своей базовой стратегии максимизировал поставки в Европу, то сейчас ситуация обратная. Пока наступил комфортный для всех импортёров период, так как отопительный сезон закончился, а с закупками в хранилища можно чуть повременить. Что будет дальше?
Первый вариант. Несколько стран согласятся рассчитываться в рублях, и по факту через них будет вестись весь экспорт и расчёты.
Но есть и второй вариант. «Газпром» ограничивает поставки даже готовым платить в рублях импортёрам размером действующего контракта, в таком случае им просто не хватит газа для перепродажи прочим участникам. Это позволит нашей получить дополнительные рычаги по объёму поставок и влиянию на цены, но является всё же конфронтационным сценарием, тем более, когда важно сохранить и объёмы экспорта, а ЕС сам нацелен на снижение импорта из России. Частным случаем этого сценария можно считать и запрет на описанные перепродажи со стороны ЕК, что также приведёт к дополнительной напряжённости на рынке.
Есть и третий, вариант, возможно наилучший для всех. Перекинуть объёмы из «замороженных» контрактов на Электронную торговую платформу «Газпрома», где газ может быть приобретен странами и компаниями, готовыми рассчитываться в рублях, и далее перепродан слишком принципиальным участникам европейского рынка. https://ria.ru/20220429/polsha-1786059111.html
Написал простенький текст по текущим событиям вокруг оплаты за рубли. Кратко тут, полностью — по ссылке.
Общая картина по вопросу оплаты газа за рубли недружественными европейскими странами пока полностью не прояснилась. Но 2 страны уже отказались рассчитываться в рублях, а поставка газа приостановилась: это Польша и Болгария.
Напомним, что у Польши истекает долгосрочный контракт с Россией в конце 2022 года. Страна и ранее объявляла, что продлевать его не будет. Поэтому решение Варшавы можно, казалось бы, трактовать просто в контексте досрочного прекращения и без того истекающего договора. Газовый баланс Польши известен. Около 20 миллиардов кубометров в год потребления, из них — 4 миллиарда собственной добычи, 10 миллиардов — российский газ по контракту, остальное — СПГ со своего терминала.
Соответственно, российский газ по плану должен быть заменён на топливо из строящегося газопровода Baltic Pipe (норвежский газ), который будет запущен осенью 2022 года. Но тут объёмы под вопросом до сих пор. Но и расчёт Варшавы на отказ от контракта понятен. «В случае чего», Польша планировала и дальше получать российский газ, отбирая его из транзитного газопровода «Ямал-Европа». Разумеется, абсолютно официально в рамках виртуального реверса.
Правда, сейчас «Ямал-Европа» полностью опустел, зато в объёме полного российского контракта идёт уже не виртуальный, а физический реверс в Польшу со стороны Германии.
К слову сказать, и ранее в последние месяцы, когда мы слышали, что «Ямал-Европа» работал, но совсем с маленькой загрузкой, Польша исправно получала по нему часть газа. Плюс к этому, с восточной стороны есть ещё две точки входа российского газа в Польшу. Во-первых, ещё одна труба через Беларусь, это газопровод Кобрин-Брест-Варшава (на 5 миллиардов кубометров максимальной мощности, но последнее время был загружен частично), а кроме того шёл газ и через Украину, в эквиваленте 3 миллиарда кубометров в год. Кроме того, работал и реальный, физический реверс со стороны Германии, конечно в меньших объёмах, чем сейчас. То есть, было задействовано четыре маршрута, которые в сумме давали как минимум те самые стандартные 10 млрд кубометров экспорта (в годовом исчислении), а в какие-то дни и больше. В результате, когда у всех в Европе газовые хранилища полупустые, у Польши сейчас они заполнены на 75%!
Примерно по такому пути в своё время пошла Украина, когда принципиально отказалась от импорта из России, но около 15 миллиардов кубометров в год стала получать реверсными поставками, которые формально приписываются к закупкам европейских импортёров. Но есть разница. Если Украина перешла на такую схему, когда «Газпром» в качестве своей базовой стратегии максимизировал поставки в Европу, то сейчас ситуация обратная. Пока наступил комфортный для всех импортёров период, так как отопительный сезон закончился, а с закупками в хранилища можно чуть повременить. Что будет дальше?
Первый вариант. Несколько стран согласятся рассчитываться в рублях, и по факту через них будет вестись весь экспорт и расчёты.
Но есть и второй вариант. «Газпром» ограничивает поставки даже готовым платить в рублях импортёрам размером действующего контракта, в таком случае им просто не хватит газа для перепродажи прочим участникам. Это позволит нашей получить дополнительные рычаги по объёму поставок и влиянию на цены, но является всё же конфронтационным сценарием, тем более, когда важно сохранить и объёмы экспорта, а ЕС сам нацелен на снижение импорта из России. Частным случаем этого сценария можно считать и запрет на описанные перепродажи со стороны ЕК, что также приведёт к дополнительной напряжённости на рынке.
Есть и третий, вариант, возможно наилучший для всех. Перекинуть объёмы из «замороженных» контрактов на Электронную торговую платформу «Газпрома», где газ может быть приобретен странами и компаниями, готовыми рассчитываться в рублях, и далее перепродан слишком принципиальным участникам европейского рынка. https://ria.ru/20220429/polsha-1786059111.html
РИА Новости
Польша выбирает путь Украины. Разрешит ли ей это "Газпром"?
Общая картина по вопросу оплаты газа за рубли недружественными европейскими странами пока полностью не прояснилась: сведения по разным компаниям и даже... РИА Новости, 29.04.2022
Недавняя новость, что Китай столкнулся с трудностями при наращивании мощности своей угольной добычи - из запланированных 300 млн т удаётся добавить только 100 млн т - трактовалась наблюдателями в первую очередь в том контексте, что открывается дополнительное окно спроса на российский уголь (а спрос, как ожидалось, мог снизиться как раз из-за этого ранее запланированного наращивания в КНР). Также проводятся параллели с недавней отменой импортной пошлины для угля из РФ в КНР.
Тем не менее, думаю, что задача по увеличению объёмов добычи угля в КНР была поставлена не для того, чтобы снизить импорт (напомню, объёмы импорта очень невелики по сравнению с общей добычей и потреблением), а именно из-за глобального дефицита всех энергоресурсов и газа в частности.
Писал уже об этом ранее, и напишу ещё, т. к. это всё же важный момент. При снижении импорта российского газа в ЕС, пока это газ остаётся заперт в РФ, соответственно мировая экономика в любом случае недополучает эти объёмы. Быстро заменить их можно углём — в теории. Но на практике, как мы видим, даже это сделать не так просто. Поэтому наблюдение за угольной отраслью сейчас важно.
С учётом того, что 2 тонны угля = примерно 1 тыс. кубов газа, недобор 200 млн т угля эквивалентен 100 млрд кубометров газа. Такой счёт очень примерный, всё-таки замещение возможно далеко не везде, и тем не менее.
Конечно, сейчас появляются нехорошие риски со стороны спроса — рецессионные признаки на западе и новые ковид-ограничения в КНР, это так. Но при прочих равных новые ограничения глобального предложения по углю приведут к дополнительному напряжению на всех энергетических рынках.
Тем не менее, думаю, что задача по увеличению объёмов добычи угля в КНР была поставлена не для того, чтобы снизить импорт (напомню, объёмы импорта очень невелики по сравнению с общей добычей и потреблением), а именно из-за глобального дефицита всех энергоресурсов и газа в частности.
Писал уже об этом ранее, и напишу ещё, т. к. это всё же важный момент. При снижении импорта российского газа в ЕС, пока это газ остаётся заперт в РФ, соответственно мировая экономика в любом случае недополучает эти объёмы. Быстро заменить их можно углём — в теории. Но на практике, как мы видим, даже это сделать не так просто. Поэтому наблюдение за угольной отраслью сейчас важно.
С учётом того, что 2 тонны угля = примерно 1 тыс. кубов газа, недобор 200 млн т угля эквивалентен 100 млрд кубометров газа. Такой счёт очень примерный, всё-таки замещение возможно далеко не везде, и тем не менее.
Конечно, сейчас появляются нехорошие риски со стороны спроса — рецессионные признаки на западе и новые ковид-ограничения в КНР, это так. Но при прочих равных новые ограничения глобального предложения по углю приведут к дополнительному напряжению на всех энергетических рынках.
Польша продолжает получать российский газ в прежних объёмах (эквивалент 10 млрд куб.м. в год или чуть больше), но теперь двумя маршрутами. Напомню, что сразу после прекращения поставок в Польшу российского газа все восточные точки входа «обнулились», но нужный объём стал поступать физическим реверсом газопровода «Ямал-Европа» со стороны Германии. Сейчас этот объём разделился примерно поровну — половина по-прежнему со стороны Германии, а половина — из Белоруссии. Это всё официально и законно, с востока немецкий (вероятно) импортёр перепродаёт объёмы Польше по виртуальному реверсу. Строго говоря, с самого начала можно было сохранить этот транзит, но возможно решили «показать нули» по точкам входа с востока в первые дни после прекращения поставок.
Кстати, похоже, «Газпром» перестал делать своё раскрытие по объёмам поставок в ЕС (см. рис.). Можно было бы списать на праздники, но ранее видел цифру «0» по поставкам из Белоруссии на 27 апреля. Сейчас вся эта строчка исчезла, новых цифр также пока нет.
Кстати, похоже, «Газпром» перестал делать своё раскрытие по объёмам поставок в ЕС (см. рис.). Можно было бы списать на праздники, но ранее видел цифру «0» по поставкам из Белоруссии на 27 апреля. Сейчас вся эта строчка исчезла, новых цифр также пока нет.
Коллеги сообщают слухи о будущем Балтийского СПГ-ГПЗ/ГХК. Слухи есть слухи, но выглядит логично и предсказуемо: проект СПГ закрывают, газопереработку и далее газохимию попробуют вытянуть. Это значит, что в регионе будет очень много "сухого" газа - во-первых, это газ после выделения на будущем ГПЗ "жирных" фракций для газохимии из жирного газа (сейчас готовится отдельный газопровод из Зап.Сибири) - ранее предполагалось, что он пойдёт на СПГ. Во-вторых, использование одной из ниток "Сев.потока-2" для собственных нужд, о чём сообщил сегодня "Газпром".
В сумме это (1 нитка СП-2 плюс сухой газ с будущего ГПЗ) = 45 млрд кубов в год. В принципе, регион был немного дефицитный по газу, но сейчас получается хороший запас. Куда всё это пойдёт? Новые экспортные проекты, относительно простые и на газе (аммиак-метанол итп.)? Газификация Карелии и Мурманской области, что когда-то ожидалось с севера за счёт Штокмана, а теперь будет с юга? Следим дальше. https://yangx.top/purechemistry_mv/476
UPD: По альтернативным, заслуживающим довериям, сведениям, СПГ в рамках Балтийского проекта быть, хотя конечно изменятся и сроки и как минимум часть поставщиков оборудования. Тем интересней интрига.
В сумме это (1 нитка СП-2 плюс сухой газ с будущего ГПЗ) = 45 млрд кубов в год. В принципе, регион был немного дефицитный по газу, но сейчас получается хороший запас. Куда всё это пойдёт? Новые экспортные проекты, относительно простые и на газе (аммиак-метанол итп.)? Газификация Карелии и Мурманской области, что когда-то ожидалось с севера за счёт Штокмана, а теперь будет с юга? Следим дальше. https://yangx.top/purechemistry_mv/476
UPD: По альтернативным, заслуживающим довериям, сведениям, СПГ в рамках Балтийского проекта быть, хотя конечно изменятся и сроки и как минимум часть поставщиков оборудования. Тем интересней интрига.
Telegram
Химчистка
Сорока на хвосте принесла - до конца мая проект строительства Балтийского СПГ официально закроют. По ГПЗ пытаются вытянуть, иначе и про ГХК надо будет забыть на ближайшие годы. И дело совсем не в деньгах, как мы понимаем, а в поставщиках оборудования и технологических…
Сланцевая нефть: почему добыча сильно дорожает и плохо растёт
Написал немного, что сейчас происходит со сланцем в США, как обычно, тут выжимка, по ссылке - подробней
Краткая предыстория. В середине марта 2020 года США добывали рекордные 13 миллионов баррелей в день, а число работающих на нефть буровых установок составляло 683 единицы. Вскоре после локдаунов и падения спроса на нефть, число работающих буровых сократилось в четыре раза, но американская добыча упала всего на 2-2,5 миллиона баррелей в день, то есть менее чем на 20%. Тут есть эффект инерции, всё-таки даже если просто перестать бурить, добыча начнет снижаться очень постепенно. Но главное — что оставшиеся работающие буровые установки были перенаправлены на самые лучшие, высокопродуктивные участки.
Дальнейшее развитие событий известно — сделка ОПЕК+, постепенное восстановление спроса, а с ним и наращивание добычи, которое идёт до сих пор. Негласно к ОПЕК+ присоединились и американские сланцевики. Они не стали пользоваться восстановлением цен, а самоограничили себя в новом бурении. А заодно, но фоне хороших доходов, стали рассчитываться с долгами и возвращать деньги акционерам. Постепенно, объём добычи увеличился и в США, равно как и число буровых. Сейчас в стране работает 80% буровых по сравнению с доковидным значением. А добыча восстановилась до 11,9 млн барр. в день, но это на 1 млн меньше, чем до коронавируса. Что интересно сейчас?
Несмотря на высокие цены на нефть, сланцевая добыча не выходит даже на докризисный уровень. Сланцевые добытчики жалуются на дефицит всего — от рабочих рук, до материалов и оборудования. В значительной мере дефицит оказался отражением пандемии и предыдущего сворачивания объёмов работ ранее. Всё это, во-первых, увеличивает стоимость бурения новых скважин. Во-вторых, увеличивает сроки работ. Кроме того, материалы, необходимые для бурения, сильно подорожали и сами по себе, что связано с общим увеличением цен на многие базовые продукты. Например за последний годы на 40% выросла в цене сталь, а значит и трубы для скважин. Почти удвоилась и стоимость аренды буровой установки. Для некоторых компаний сейчас новые скважины уже обходятся на 35% дороже, чем даже совсем недавно, в декабре прошлого года. В результате, к концу года ожидается всё же небольшой рост добычи до 12,6 миллиона баррелей в день, но это по-прежнему на 0,4 миллиона меньше даже по сравнению с «доковидными» значениями.
Наконец, ещё один фактор. Это так называемые DUC (drilled but uncompleted), незаконченные скважины. Что это такое? Скважина бурится, но гидроразрыв пласта, после чего и возможна добыча, откладывается на потом. Практически с самого начала активной сланцевой добычи число таких незаконченных скважин росло, по разным причинам компании предпочитали делать такой запас. И накопили их несколько тысяч. Но с лета 2020 года всё изменилось — незаконченные скважины, которые копились в течение пяти лет, начали активно тратиться, то есть проводится гидроразрыв и из них идёт добыча.
Итак, вероятно добыча будет расти, но из-за сложностей совсем небольшими темпами, которые в теории могли бы быть намного выше, учитывая текущую геополитическую и ценовую обстановку.
Весь этот расклад не гарантирует высокие цены на нефть, хотя такой сценарий остаётся базовым. Риски известны — и они со стороны спроса. Хотя разрушение спроса из-за цены на нефть, как считается, начинается ближе к уровню $200 за баррель, но существует и риск общей рецессии в экономике. Другой фактор риска — новые коронавирусные ограничения в Китае
Себестоимость добычи сланцевой нефти заметно выросла, и речь похоже идёт о десятках процентов. Вопрос в том, будет ли вообще обратим текущий резкий рост затрат и если да, то в какой степени. И вопрос важный, ведь на длинной дистанции именно себестоимость сланцевой нефти, как одного из замыкающих поставщиков на нефтяном рынке, определяет и глобальную цену на этот энергоноситель.
https://ria.ru/20220507/ssha-1787346627.html
Написал немного, что сейчас происходит со сланцем в США, как обычно, тут выжимка, по ссылке - подробней
Краткая предыстория. В середине марта 2020 года США добывали рекордные 13 миллионов баррелей в день, а число работающих на нефть буровых установок составляло 683 единицы. Вскоре после локдаунов и падения спроса на нефть, число работающих буровых сократилось в четыре раза, но американская добыча упала всего на 2-2,5 миллиона баррелей в день, то есть менее чем на 20%. Тут есть эффект инерции, всё-таки даже если просто перестать бурить, добыча начнет снижаться очень постепенно. Но главное — что оставшиеся работающие буровые установки были перенаправлены на самые лучшие, высокопродуктивные участки.
Дальнейшее развитие событий известно — сделка ОПЕК+, постепенное восстановление спроса, а с ним и наращивание добычи, которое идёт до сих пор. Негласно к ОПЕК+ присоединились и американские сланцевики. Они не стали пользоваться восстановлением цен, а самоограничили себя в новом бурении. А заодно, но фоне хороших доходов, стали рассчитываться с долгами и возвращать деньги акционерам. Постепенно, объём добычи увеличился и в США, равно как и число буровых. Сейчас в стране работает 80% буровых по сравнению с доковидным значением. А добыча восстановилась до 11,9 млн барр. в день, но это на 1 млн меньше, чем до коронавируса. Что интересно сейчас?
Несмотря на высокие цены на нефть, сланцевая добыча не выходит даже на докризисный уровень. Сланцевые добытчики жалуются на дефицит всего — от рабочих рук, до материалов и оборудования. В значительной мере дефицит оказался отражением пандемии и предыдущего сворачивания объёмов работ ранее. Всё это, во-первых, увеличивает стоимость бурения новых скважин. Во-вторых, увеличивает сроки работ. Кроме того, материалы, необходимые для бурения, сильно подорожали и сами по себе, что связано с общим увеличением цен на многие базовые продукты. Например за последний годы на 40% выросла в цене сталь, а значит и трубы для скважин. Почти удвоилась и стоимость аренды буровой установки. Для некоторых компаний сейчас новые скважины уже обходятся на 35% дороже, чем даже совсем недавно, в декабре прошлого года. В результате, к концу года ожидается всё же небольшой рост добычи до 12,6 миллиона баррелей в день, но это по-прежнему на 0,4 миллиона меньше даже по сравнению с «доковидными» значениями.
Наконец, ещё один фактор. Это так называемые DUC (drilled but uncompleted), незаконченные скважины. Что это такое? Скважина бурится, но гидроразрыв пласта, после чего и возможна добыча, откладывается на потом. Практически с самого начала активной сланцевой добычи число таких незаконченных скважин росло, по разным причинам компании предпочитали делать такой запас. И накопили их несколько тысяч. Но с лета 2020 года всё изменилось — незаконченные скважины, которые копились в течение пяти лет, начали активно тратиться, то есть проводится гидроразрыв и из них идёт добыча.
Итак, вероятно добыча будет расти, но из-за сложностей совсем небольшими темпами, которые в теории могли бы быть намного выше, учитывая текущую геополитическую и ценовую обстановку.
Весь этот расклад не гарантирует высокие цены на нефть, хотя такой сценарий остаётся базовым. Риски известны — и они со стороны спроса. Хотя разрушение спроса из-за цены на нефть, как считается, начинается ближе к уровню $200 за баррель, но существует и риск общей рецессии в экономике. Другой фактор риска — новые коронавирусные ограничения в Китае
Себестоимость добычи сланцевой нефти заметно выросла, и речь похоже идёт о десятках процентов. Вопрос в том, будет ли вообще обратим текущий резкий рост затрат и если да, то в какой степени. И вопрос важный, ведь на длинной дистанции именно себестоимость сланцевой нефти, как одного из замыкающих поставщиков на нефтяном рынке, определяет и глобальную цену на этот энергоноситель.
https://ria.ru/20220507/ssha-1787346627.html
РИА Новости
Жертвы или сообщники Путина? Американские сланцевики помогают России
В четверг на очередной встрече представители стран — участниц ОПЕК+ решили сохранить план по увеличению добычи нефти на июнь в размере 432 тысячи баррелей в... РИА Новости, 07.05.2022
История с вероятным прекращением транзита через «Сохрановку» не интересна с точки зрения объёмов, там проходит четверть, остальное - через второй пункт, «Суджа». На этом фоне стоит пустой «Ямал-Европа».
Интереснее здесь вопрос потоков по направлениям. Считается, что Украина не использует росс. газ для собств. нужд (реверс - за скобками). Но что внутри укрГТС, мы не знаем, вероятно, технологически где-то проще взять росс. газ для внутреннего рынка, а в транзит пустить газ собств. добычи. Почти весь украинский газ добывается в Полтавской и Харьковской областях. Как видно из карты, газ из «Сохрановки» возможно был удобен для снабжения восточных и южных районов. И если поставка туда прекратится, то придётся перенаправлять поток. ГТС Украины всё ещё гибкая, разветвлённая система с большим числом дублирующих газопроводов. Вероятно, перенаправить удастся. Но для внешнего наблюдателя ГТС Украины - «чёрный ящик», особенности работы которого можно понять по подобным форс-мажорным историям. Чем эта история и интересна.
Интереснее здесь вопрос потоков по направлениям. Считается, что Украина не использует росс. газ для собств. нужд (реверс - за скобками). Но что внутри укрГТС, мы не знаем, вероятно, технологически где-то проще взять росс. газ для внутреннего рынка, а в транзит пустить газ собств. добычи. Почти весь украинский газ добывается в Полтавской и Харьковской областях. Как видно из карты, газ из «Сохрановки» возможно был удобен для снабжения восточных и южных районов. И если поставка туда прекратится, то придётся перенаправлять поток. ГТС Украины всё ещё гибкая, разветвлённая система с большим числом дублирующих газопроводов. Вероятно, перенаправить удастся. Но для внешнего наблюдателя ГТС Украины - «чёрный ящик», особенности работы которого можно понять по подобным форс-мажорным историям. Чем эта история и интересна.
Статистика поставок «Газпрома» в т.н. дальнее зарубежье (т. е. за пределы б.СССР) становится всё запутаннее — в том смысле, что для понимания разных аспектов оказываются нужны разные группы цифр. Раньше всё было просто - «Газпром» стремился к цифре в 200 млрд экспорта, сюда входили страны Европы (в основном ЕС) + Турция.
Сейчас пока нет официальной статистики за 2021 год, но примерные цифры можно понять.
В ЕС - 140 млрд трубопроводного газа (+ 15 млрд СПГ, но это уже в основном «Ямал СПГ», не «Газпром»).
В Турцию — скоро узнаем, но ближе к 30 млрд кубометров.
В Китай — 11 млрд кубометров.
По старому счёту, кстати, в дальнее зарубежье получается около 180 млрд кубометров, совсем неплохо.
Тем не менее, сейчас делить объёмы для разных оценок становится правильно.
В Китай — вероятно невысокая рентабельность поставок, в Турцию — нефтяная привязка, т. е. нет сверхприбылей европейского рынка.
Кроме того, для оценок планов отказа ЕС от российского газа, доли России на рынке Европы, а также всех расчётов по мощности пока ещё действующих газопроводов нужны именно цифры экспорта в ЕС, т. е. 140 млрд.
–
По Турции тоже интересно — официально сообщалось, что "Голубой поток" в 2021 год загружен был полностью — на 16 млрд. Если суммарный экспорт составит около 30 млрд, значит в Турецком потоке (мощность 15,75) свободного места осталось совсем немного. Правда, если будет ещё больший рост спроса в этом году (СПГ то сильно дорог) видимо можно что-то перекинуть из второй нитки Тур.потока, думаю в Европу она полностью сейчас не загружена.
Сейчас пока нет официальной статистики за 2021 год, но примерные цифры можно понять.
В ЕС - 140 млрд трубопроводного газа (+ 15 млрд СПГ, но это уже в основном «Ямал СПГ», не «Газпром»).
В Турцию — скоро узнаем, но ближе к 30 млрд кубометров.
В Китай — 11 млрд кубометров.
По старому счёту, кстати, в дальнее зарубежье получается около 180 млрд кубометров, совсем неплохо.
Тем не менее, сейчас делить объёмы для разных оценок становится правильно.
В Китай — вероятно невысокая рентабельность поставок, в Турцию — нефтяная привязка, т. е. нет сверхприбылей европейского рынка.
Кроме того, для оценок планов отказа ЕС от российского газа, доли России на рынке Европы, а также всех расчётов по мощности пока ещё действующих газопроводов нужны именно цифры экспорта в ЕС, т. е. 140 млрд.
–
По Турции тоже интересно — официально сообщалось, что "Голубой поток" в 2021 год загружен был полностью — на 16 млрд. Если суммарный экспорт составит около 30 млрд, значит в Турецком потоке (мощность 15,75) свободного места осталось совсем немного. Правда, если будет ещё больший рост спроса в этом году (СПГ то сильно дорог) видимо можно что-то перекинуть из второй нитки Тур.потока, думаю в Европу она полностью сейчас не загружена.
У «Газпрома» и Европы появилась общая цель
Написал про ситуацию на газовых рынках. Как обычно, тут кратко, по ссылке подробно.
Напряжение на глобальном газовом рынке несколько снизилось, а цены в Азии упали на уровень $800 долларов за тыс. куб.м, что раза в два выше былой «нормы». Но в континентальной Европе цены остаются высокими ($1000-1200), что связано как с относительно небольшим потоком газа из России уже сейчас, так и с рисками, что напряжение в газовых отношениях сохранится на длительный срок.
Любопытно, что газ в Великобритании намного дешевле, чем в ЕС — разница в цене составляет около $500: из-за инфраструктурных ограничений избыток импорта СПГ в Великобритании не может добраться до континентального европейского рынка.
Сейчас СПГ-терминалы ЕС (то есть уже без учёта Великобритании) импортируют около 150 млрд куб.м СПГ в годовом исчислении, и это уже близко к пределу возможностей. С учётом того, что обычная «норма» импорта СПГ в ЕС составляет около 75 млрд в год, то получается что заместить российский газ на СПГ удастся на 75 млрд куб.м. Это грубый подсчёт, но общую картину он показывает. Снижение российского экспорта в этом году скорее будет меньше, чем 75 млрд, приведённые оценки — это оценки сверху. В том числе и потому, что остаётся главная проблема: с каждой новой партией СПГ, «внепланово» взятой с рынка цены растут.
Но решение в ЕС принято: поставить дополнительные терминалы СПГ. Но это дело не быстрое, чуть проще использовать плавучие терминалы, FSRU (floating storage and regasification unit). В мире уже 48 FSRU, но большинство из них при деле. Тем не менее, немецким компаниям удаётся найти до четырёх свободных FSRU, часть из них может быть запущена уже этой зимой. В среднем, одна установка — это около 4-5 млрд куб.м газа в год.
Вероятно, далее эти объёмы будут подключены к сухопутным коридорам наших «Северных потоков», что усложнит использование обоих потоков одновременно, если в этом вдруг будет необходимость. СП-1 работает на полную мощность лишь на сухопутной инфраструктуре от СП-2. Ведь часть мощности сухопутного продолжения отобрано по правилам Третьего энергопакета.
На этом фоне наша страна также не стремится наращивать объём экспорта. Во-первых, российские санкции против владельца польского участка газопровода означают, что «Газпром» теперь вообще не может прокачивать по «Ямал-Европа». А Польша уже не сможет забирать российский газ по виртуальному реверсу из этой трубы. Снизились объёмы через Украину, так как «Нафтогаз» отказался принимать газ на «Сохрановке», заявив что теперь не контролирует её. Остались только объёмы, которые идут через станцию «Суджа».
Итого, если мы говорим о поставках в Европу (то есть без Турции), у нас остаётся «Северный поток-1» (55 млрд куб.м в год), остаточные объёмы через Украину а также европейская ветка «Турецкого потока». Сейчас экспорт в сумме уже заметно меньше 100 млрд куб.м в годовом исчислении.
Парадоксальным образом, интересы ЕС и «Газпром» сошлись. С одной стороны, Европа пытается отказаться в меру возможностей от российского газа, но и «Газпром» не старается сохранить максимум экспорта, понимая, что оставшиеся объёмы оказываются очень критичны для ЕС, а слишком высокий уровень экспорта из России сейчас позволит Европе быстрее наполнить хранилища, а значит и усилить свои переговорные позиции.
Оценки падения экспорта в этом году - 40-50 млрд. В 2021 году экспорт сетевого газа составил 140 млрд куб.м (без учёта Турции), а значит по итогам года экспорт «Газпрома» в Европу в базовом сценарии составит около 100 млрд куб.м или чуть меньше. Снижение объёмов в полтора раза пока с лихвой компенсируется ценами, выросшими в три и более раз. https://ria.ru/20220515/gazprom-1788535563.html
Написал про ситуацию на газовых рынках. Как обычно, тут кратко, по ссылке подробно.
Напряжение на глобальном газовом рынке несколько снизилось, а цены в Азии упали на уровень $800 долларов за тыс. куб.м, что раза в два выше былой «нормы». Но в континентальной Европе цены остаются высокими ($1000-1200), что связано как с относительно небольшим потоком газа из России уже сейчас, так и с рисками, что напряжение в газовых отношениях сохранится на длительный срок.
Любопытно, что газ в Великобритании намного дешевле, чем в ЕС — разница в цене составляет около $500: из-за инфраструктурных ограничений избыток импорта СПГ в Великобритании не может добраться до континентального европейского рынка.
Сейчас СПГ-терминалы ЕС (то есть уже без учёта Великобритании) импортируют около 150 млрд куб.м СПГ в годовом исчислении, и это уже близко к пределу возможностей. С учётом того, что обычная «норма» импорта СПГ в ЕС составляет около 75 млрд в год, то получается что заместить российский газ на СПГ удастся на 75 млрд куб.м. Это грубый подсчёт, но общую картину он показывает. Снижение российского экспорта в этом году скорее будет меньше, чем 75 млрд, приведённые оценки — это оценки сверху. В том числе и потому, что остаётся главная проблема: с каждой новой партией СПГ, «внепланово» взятой с рынка цены растут.
Но решение в ЕС принято: поставить дополнительные терминалы СПГ. Но это дело не быстрое, чуть проще использовать плавучие терминалы, FSRU (floating storage and regasification unit). В мире уже 48 FSRU, но большинство из них при деле. Тем не менее, немецким компаниям удаётся найти до четырёх свободных FSRU, часть из них может быть запущена уже этой зимой. В среднем, одна установка — это около 4-5 млрд куб.м газа в год.
Вероятно, далее эти объёмы будут подключены к сухопутным коридорам наших «Северных потоков», что усложнит использование обоих потоков одновременно, если в этом вдруг будет необходимость. СП-1 работает на полную мощность лишь на сухопутной инфраструктуре от СП-2. Ведь часть мощности сухопутного продолжения отобрано по правилам Третьего энергопакета.
На этом фоне наша страна также не стремится наращивать объём экспорта. Во-первых, российские санкции против владельца польского участка газопровода означают, что «Газпром» теперь вообще не может прокачивать по «Ямал-Европа». А Польша уже не сможет забирать российский газ по виртуальному реверсу из этой трубы. Снизились объёмы через Украину, так как «Нафтогаз» отказался принимать газ на «Сохрановке», заявив что теперь не контролирует её. Остались только объёмы, которые идут через станцию «Суджа».
Итого, если мы говорим о поставках в Европу (то есть без Турции), у нас остаётся «Северный поток-1» (55 млрд куб.м в год), остаточные объёмы через Украину а также европейская ветка «Турецкого потока». Сейчас экспорт в сумме уже заметно меньше 100 млрд куб.м в годовом исчислении.
Парадоксальным образом, интересы ЕС и «Газпром» сошлись. С одной стороны, Европа пытается отказаться в меру возможностей от российского газа, но и «Газпром» не старается сохранить максимум экспорта, понимая, что оставшиеся объёмы оказываются очень критичны для ЕС, а слишком высокий уровень экспорта из России сейчас позволит Европе быстрее наполнить хранилища, а значит и усилить свои переговорные позиции.
Оценки падения экспорта в этом году - 40-50 млрд. В 2021 году экспорт сетевого газа составил 140 млрд куб.м (без учёта Турции), а значит по итогам года экспорт «Газпрома» в Европу в базовом сценарии составит около 100 млрд куб.м или чуть меньше. Снижение объёмов в полтора раза пока с лихвой компенсируется ценами, выросшими в три и более раз. https://ria.ru/20220515/gazprom-1788535563.html
РИА Новости
У "Газпрома" и Европы появилась общая цель
Напряжение на глобальном газовом рынке несколько снизилось, а цены в Азии откатились от рекордных значений, хотя и остаются на уровне 800 долларов за тысячу... РИА Новости, 15.05.2022
Все мы следим за рынком лития, и разумеется, это правильно. Но всё же нужно понимать, что по объёму он совсем невелик. Мировая добыча — около 400 тыс. т. в год (в пересчёте на эквивалент карбоната лития). Цена сейчас на фоне дефицита выросла почти в 10 раз от «нормы» (даже газовики завидуют), - больше $60 тыс. за тонну, хотя ещё недавно была в районе около $6-10 тыс. за тонну, что соответствует умеренной прибыли к себестоимости добычи. Т.е. весь рынок сейчас — это скажем от $4 млрд (если считать по себестоимости и недавним «нормальным» ценам) до $25 млрд в текущем «пузыре». Крупные суммы, но в масштабах планеты — ни о чём. Выводов тут несколько.
Во-первых, всё это ещё раз показывает, насколько пока невелик сектор электромобилей.
Во-вторых, за счёт того, что доля расходов на литий в аккумуляторе относительно невелика, даже нынешний кратный рост цен приводит к росту цен на аккумулятор пусть на 10-30%. Это неприятно, но приемлемо. Если не будет роста цен на литий ещё на порядок, в чём сомневаюсь, то в конечном счёте всё упрётся в физические ограничения на объёмы поставок, а не в цену. #lithium
Во-первых, всё это ещё раз показывает, насколько пока невелик сектор электромобилей.
Во-вторых, за счёт того, что доля расходов на литий в аккумуляторе относительно невелика, даже нынешний кратный рост цен приводит к росту цен на аккумулятор пусть на 10-30%. Это неприятно, но приемлемо. Если не будет роста цен на литий ещё на порядок, в чём сомневаюсь, то в конечном счёте всё упрётся в физические ограничения на объёмы поставок, а не в цену. #lithium