Сегодня все обсуждают долгосрочный (27 летний!) контракт Катара с китайской Sinopec на поставку 4 млн тонн СПГ в год. Учитывая, что экспорт по нему начнётся не раньше 2026 года (поставки привязаны к тем заводам, которые сейчас строятся), окончание соглашения придётся уже на 2050ые годы. И в этом контексте интересно, что даже такой долгосрочный контракт стороны подписали с ценовой привязкой к нефтяным котировкам, то есть существует уверенность, что и в 2050+ году они будут вполне адекватно отображать баланс спроса и предложения на нефтяном рынке, возможно (?), к тому времени уже схлопывающемся. Конечно, в контрактах часто есть механизмы пересмотра в случае резкого изменения рыночных условий ит.п., тем не менее упорство Катара к заключению долгосрочных договоров на СПГ с ценовой привязкой к нефти обращает на себя внимание.

И, кстати, ещё одно условие - доставка до пункта назначения производится силами самой Qatar Energy. Позволять другим играть в трейдинг своими объёмами СПГ Катар традиционно не любит.

Platts сделал интересную интерактивную игрушку: как менялись поставки газа в Европу (включая Великобританию и Балканы — это важно, так как часто цифры только для ЕС) за последние два года из разных источников. Цифры приводятся в млрд куб.м за месяц, соответственно для перевода в годовые значения можно с приемлемой точностью умножать на 12. Сделал скриншот за октябрь, поставки из России — 1,9 млрд, то есть около 23 млрд кубометров в пересчёте на годовые значения. СПГ, соответственно, сейчас главный источник предложения, ну и с другими цифрами за два года можно поиграть по ссылке. https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/market-insights/latest-news/natural-gas/090622-interactive-europe-gas-imports-russia-market-share-lng-norway
В любом случае, около 360 млрд кубов в годовом исчислении Европа сейчас импортирует, не так уж и плохо в сравнении с потреблением, учитывая, что есть и собственная добыча.

На днях пришло несколько новостей по экспорту российского СПГ. Цифр не привожу, но тенденции везде заметные, десятки процентов.
1. Сильный рост поставок СПГ в Европу по сравнению с прошлым годом.
(да, добавился газпромовский завод «Портовая СПГ», но рост больше. Тем более, что Портовая только начинает отгружать СПГ, газовозы, кстати, идут в Грецию)
2. Одновременно - и это неудивительно - снижение экспорта в восточном направлению по Севморпути в навигационный сезон.

Напомним, что свои ямальские объёмы китайская CNPC похоже частично сама перепродавала в Европу, поэтому мы и видим такую динамику.

3. Но при этом - увеличение экспорта российского СПГ в Китай.
Откуда же взялся рост поставок в КНР? Самый простой ответ оказывается верным. Часть СПГ с «Сахалин-2» теперь поступает в Китай, ранее в КНР шли разовые отгрузки, а проект был сильно завязан на японских импортёров. Подождём итоговые цифры по году.

Как известно, в силу обстоятельств цены (точнее, биржевые цены) на СПГ в АТР сейчас намного ниже, чем на газ в Европе, разница последнее время составляет свыше 10 долларов за млн БТЕ, или почти 400 долларов за тыс. кубов.

Наверное, многие задавались вопросом — а почему эта разница сохраняется? Другими словами, зачем вообще кому-то продавать СПГ на споте в Азию, а не направлять свой груз сразу в Европу.
Идеального равновесия на рынке никогда не было, например раньше, когда ситуация была обратная и СПГ в АТР был дороже, часть грузов всё равно уходило в Европу. Кроме того, интересно посмотреть, сколько вообще спотового СПГ продаётся в Азию в этом году — думаю сильно меньше, но цифр пока не встречал.

Сегодня «Коммерсант» обращает внимание (со ссылкой на Platts) ещё на одно важное обстоятельство.
Из-за дефицита регазификационных мощностей и возможно газотранспортной инфраструктуры непосредственно СПГ (а не газ) в северо-западной Европе стоит намного дешевле (примерно на те же 10 долларов за млн БТЕ), чем уже регазифицированный газ на газовом европейском газовом хабе.

Другими словами, если раньше мы ставили практически знак равенства между ценой TTF ("главный" европейский хаб) и ценой СПГ в танкере «на районе», то сейчас разница очень заметная. А цена не газа, но СПГ в Европе в таком случае оказывается примерно равной цене СПГ в Азии.
Напомним, что в АТР индикатором биржевой цены являются именно цены на СПГ, а в Европе — цена трубопроводного газа. В обычной ситуации это не критично, поэтому мы их всегда сравниваем, но в кризисные моменты эта разница многое объясняет.

МЭА выпустило доклад по дефициту газа в ЕС в 2023 году. Предполагают снижение поставок из России вплоть до нуля (но даже текущий экспорт соответствует в 2023 году 25 млрд кубов газа из России). Ссылка для интересующихся. Совсем тезисно.

1) Предполагается рост спроса на газ — за счёт более холодной т-ры, некоторого восстановления промышленного спроса, и, любопытно, — экспорта газа в Молдову и на Украину.

2) Нового СПГ будет в 2023году совсем мало (23 млрд), это давно известно, и вероятно здесь же учитывается простаивающий Freeport LNG. Если Китай восстановит своё потребление СПГ, то Европе достанется совсем немного от новых объёмов. Но это означает, что развивающимся странам АТР придётся забыть вообще о каком-либо росте спроса на СПГ, хотя в текущем году многие из них даже снизили потребление.

3) Основным способом решения проблем предлагается интенсификация новых вводов ВИЭ. И если это удастся сделать, значит после 2-3 сложных лет, у ЕС уже будут меньшие потребности в газе, даже если он появится на рынке.

Bloomberg вчера насчитал, что Европа уже переплатила за энергоносители 1 трлн долларов. Сумма приличная, как ни крути. Прикинем на коленке, откуда она взялась, и кому досталась. Во-первых, здесь учитывается переплата и за э/э, и за газ. По электроэнергии проблема известна — самую высокую цену замыкающего поставщика получают практически все прочие производители электроэнергии. Но и замыкающий поставщик в свою очередь, обычно это газовая ТЭС, которые дёшево э/э продавать не могут, так как им самим дорого обходится газ.

Грубо говоря, если считать полностью всю сумму через газ (тут конечно, есть упрощение), то что такое триллион долларов при годовом потреблении ЕС в 400 млрд кубометров. Это переплата 2500 долларов с каждой тысячи кубометров газа. Получается слегка многовато, так как средние цены, конечно, были поменьше. Но непонятно, по каким датам считал Bloomberg, в принципе цены начали расти уже с лета прошлого года.
Так или иначе, если ЕС потребляет 400 млрд кубов в год и платит скажем, 2000 за тыcячу кубов вместо стандартных 250, то переплата за год составляет 700 млрд. Кому она достанется?

Кто-то скажет: США, которые направляют почти весь свой СПГ а ЕС. Но нет, отпускная цена ам.СПГ намного ниже, даже при высоких сейчас внутренних ценах это не более 430 долларов за тысячу кубов, то есть если все американские заводы будут работать (а Freeport простаивает), то по всем направлениям, за год США получат от экспорта СПГ выручки 430 долл. за тыс. кубов*120 млрд кубометров = 52 млрд долларов.

Разница достаётся трейдерам, скупившим изначально ам.СПГ. Зарабатывают и прочие поставщики СПГ, у кого контракт с привязкой к биржевой цене. Кроме того, больше всех сейчас зарабатывает Норвегия, которая никаких самоограничений от рыночных цен делать не хочет, а объём поставки у неё максимальный. «Газпром» сейчас зарабатывает немного относительно других, за счёт маленьких объёмов , но кое-что зарабатывает «Новатэк» в части своих спотовых объёмов. Кстати, сегодня ЕС вроде как принял решение о потолке цены (в районе 1900 долларов) с 15 февраля 2023 года, но это уже другая история.

По поводу предельных цен на газ для российских добычных СП «Газпрома» с европейскими партнёрами. Суть вопроса ув. А.Ф. подробно описал. Что хотелось бы добавить со своей стороны.

Давно интересовал этот вопрос: а зачем, собственно европейские компании рвутся добывать газ в России? И не просто рвутся, а за право участвовать в подобных СП европейцы в своё время делились сбытовыми активами в Европе. Ведь у нас единый экспортный канал, и «свой» добытый газ эти компании никак не могут переправить в Европу. Наверное можно было догадаться (может кто это и знал, я лично не знал), что всё дело в особой цене выкупа, которая, вероятно каким-то образом привязана к европейским ценам на газ. (Кстати, немаловажный вопрос в формуле этой цены, которая может также смещать центр прибыли в ту или иную сторону). Таким образом, по факту этот добытый газ таким хитрым образом «переносится» в Европу. В свою очередь, «Газпром» продаёт сам в том числе и этот газ в ЕС, и соответственно возвращает своё.

Сейчас же продажи в Европу сильно упали, соответственно выкупать газ по ценам, привязанным к европейским, «Газпрому» прямой убыток, от этого и появляется подобный указ об ограничении цены выкупа.
https://yangx.top/OilGasGame/631

По поводу недавних сообщений о возможном возобновлении прокачки по «Ямал-Европа» (плюс сюда же, информация от NYT, что ремонт Северных потоков оценивается в 500 млн долларов). Да и украинский коридор имеет потенциал для наращивания транзита, раз уж некоторый объём (к тому же меньший, чем объёмы контракта по «качай-или-плати») по нему всё равно идёт.
Кто бы что ни говорил, понятно, что ограничения поставок газа — это была политика. Возобновление же, если оно действительно состоится — может быть как увязано с политическими аспектами, так и просто с нежеланием потерять рынок.

Но главное — в другом. Чем больше ведётся разговоров о возобновлении существенного российского экспорта в ЕС, тем больше опасений у прочих участников о будущем переизбытке на рынке газа, если понастроить «лишних» заводов СПГ (на фоне возвращения российских поставок в ЕС). Соответственно, меньше новых решений по заводам СПГ=больше значение росс.газа на среднесрочной перспективе. А потому — любые разговоры о росте экспорта имеют смысл, даже если они пока окажутся только разговорами.

В порядке продолжения обмена мнениями. Тут главный вопрос, какой вклад лития в себестоимость аккумуляторов. Ведь во многом и рост цен из-за того, что индустрия может себе это позволить. Удесятерявшиеся цены не разрушают спрос, так как вклад лития в конечную цену невелик, соответственно, дорогой литий приводит к не очень сильному подорожанию батарей (конечно, о тренде на удешевление пока можно забыть), что мы сейчас и видим.

Точные цифры тут очень важны, но какие они конкретно для лития? Видел оценки, что около 5% стоимости сырья при нормальных ценах (на самом деле, для точности нужно поискать просто расход лития по массе на 1 кВт-ч батареи, займусь этим на досуге), соответственно рост котировок в 10 раз приводит к увеличению стоимости батареи на 45%. На деле рост конечной цены будут меньше, так как по всей остальной цепочке продолжается оптимизация и снижение себестоимости.

Литий сейчас очевидно в дефиците, а на такой товар теоретически цены могут уйти куда угодно, и на два порядка (как мы видим время от времени на газовом рынке, даже в США в морозы на споте). Но на практике видно что 10-кратный рост цены приводит к небольшому, но уже заметному подорожанию батарей (при том, что EV в принципе недешёвое удовольствие), как результат — цены болтаются на этом уровне 10х, по сути отражающим баланс между дефицитом и экономической оправданностью цены.
https://yangx.top/OilGasGame/639

Ещё один факт в копилку сюжета, о котором писал буквально пару дней назад - появляющиеся намеки о возможном наращивании газового экспорта в Европу. Но только, если окажется что можно не платить в рублях, потом регулярно расплачиваться за долги в валюте, после чего получать новые порции газа без предоплаты - то ряд стран могут возобновить импорт российского газа. Эти детали тут важны, конечно. https://yangx.top/prime1/161722

upd - ув.коллега в комментах напоминает, что "П 8-3 указа прямо запрещает восстановление поставок по контрактам без соблюдения условий расчетов в рубле". Посмотрим, был бы один этот сюжет, пропустил бы мимо, но что-то кучно пошли намёки.

Сообщают, что французская GTT прекращает сотрудничество с Россией. Напомню, что это компания, специализирующаяся на внутренней криогенной системе СПГ-танкеров. И это компания монополист. Республика Корея, к примеру, производит почти все газовозы в мире, но эту систему всё равно заказывает у GTT. Китай потихоньку выходит на рынок СПГ-танкеров, но тоже сотрудничает с GTT. У нас французская компания должна была поставлять свои системы на «Звезду», где потихоньку импортозамещают СПГ-танкеры.

Что уже есть в наличии у «Звезды» - непонятно (из новости можно предположить, что 2 газовоза из 15 всё-таки дадут достроить), но известно что «Звезда» заметно задерживает сдачу танкеров под 1ую линию «Арктик СПГ 2», которая должна быть запущена в конце наступившего года. Дело усложняется тем, что танкеры ледового класса Arc7 – уникальный товар, на рынке их просто нет (даже если закрыть глаза на собственный проект). Наверное, в теории, их может с нуля построить КНР (хотя тут тоже возникают вопросы) , но это в любом случае 1) время 2) бОльшая зависимость от КНР. Следим дальше. https://www.reuters.com/article/ukraine-crisis-gtt/update-1-frances-gtt-ceases-its-activities-in-russia-idUSL1N33N0KN

Новогодние выходные — хорошее время для абстрактных рассуждений. Поэтому хотелось бы затронуть проблему, о которой регулярно задумываюсь. О правильном соотношении копать «вглубь и вширь». Вкратце, поясню о чём речь, хотя, наверное, и так понятно. В энергетике много тем — это от угля до ВИЭ через нефть и газ, а ещё и накопители, и много чего ещё. Всё отслеживать невозможно даже со слабым погружением.
Как быть? Понятно, что задачи у всех разные — у кого-то работа, кому-то просто интересно тематика. И тем не менее.

Можно посмотреть со стороны — на разного рода аналитиков. Они бывают самого разного профиля. От отраслевиков, исключительно, к примеру, по газу (а то ещё и только по СПГ), но зато знают «от и до» по всей цепочке. До экспертов широкого профиля вообще по всем коммодитис.

Понятно, что чем больше ты уходишь вширь, тем чаще приходится пользоваться снятыми данными, т. е. появляется вопрос доверия к авторам первичных трактовок и, возможно, разовой их перепроверке. Ну и здравый смысл и критическое мышление всё время на заднем фоне, если пользоваться уже чьими-то трактовками.

Сам я уже понял, что хоть в последние годы немного расширял кругозор, газ и СПГ остаются в результате основной темой, но одновременно на разном уровне проработки пытаюсь брать ещё некоторые аспекты. К примеру ту же нефтехимию (разумеется только крупнотоннажку, так как средней и мелко — только этим нужно всю жизнь заниматься), или литиевую тематику пока совсем понемногу последнее время, ещё кое-что. Наверное, многие заметили, что за редким исключением, почти никогда не пишу про нефть, и тем более про нефтепродукты, хотя темы хайповые. И даже в таком варианте отслеживать, скажем, 2-3 темы за пределами "главной" на постоянной основе уже сложновато. То есть, по сути, это работает так, что ты имеешь базу и в нужный момент обновляешь знания при необходимости.
Ведь и самую широкую картину тоже нужно одновременно немного смотреть для общего развития — от каких-нибудь российских ДПМ до продаж электромобилей или строек ветряков. Так как общая картина однозначно нужна.

Конечно, у всех свои способности по перемалыванию информации или, может, я немного бездельник, но не в обиду будет сказано, когда смотрю на тех, кто пытается сильно вширь — нередко это приводит к фактическим ошибкам, очевидно из-за утери глубины в пользу широты. Уж не говорю о некоторых политологах, которые на основании расхожих штампов про различные энергоаспекты строят свои политические концепции.
Комментарии приветствуются.

Существует конспирологическая версия, почему так долго простаивает Freeport LNG после аварии в июне – чтобы удерживать от сильного роста цены на газ в США, одновременно увеличивая напряжённость на глобальном рынке, тем самым стимулируя Европу к новым контрактам на СПГ.

Не сказать, что я эту версию разделяю. Всё же непонятно, как просто взять и объяснить частнику, терпящему убытки, что он должен не торопиться с ремонтом. Тем не менее, нельзя не отметить, что простой этот действительно оказался очень вовремя. И вот почему.

Итак дано. Цены на газ в США в этом году сильно выросли (считается, что во многом из-за максимизации экспорта СПГ), и летом(!) доходили почти до $10 за млн БТЕ при норме в 3 доллара. Т.е. понятно, что неработающий Freeport сильно помог, иначе цены могли бы уйти ещё выше. Но главное в другом.

Бурение в любом случае идёт по нарастающей, добыча растёт и будет расти. Но в 2023 году новых запусков заводов СПГ не будет (разве только потихоньку начнут 1ую линию Golden Pass в самом конце). И здесь мы могли бы увидеть обрушение цен вплоть до ниже себестоимости . От этого — ненужная волатильность на рынке, далее - вероятное сворачивание работы части буровых, а ведь все эти объёмы добычи и даже больше понадобятся вновь в 2024-25годах, когда выйдут на экспорт основные объёмы нового СПГ.

И вот сообщается, что Freeport вероятно заработает во второй половине января. Кстати, в тот момент, когда цены в США уже упали до 4 долларов, что близко к "новой" себестоимости с учётом сильной инфляции в бурении. Простой завода решил две задачи — не только снизил напряжённость в 2022 году, но и поддержал провал нового спроса со стороны сжижения в 2023м, что могло бы привести к ненужной волатильности. Конечно, для сглаживания ценовых искажений и баланса спроса/предложения есть и хранилища, и вариации спроса в генерации по линии газ-уголь, и тем не менее.

В общем, как ни крути, авария действительно произошла вовремя. Признаюсь, не разбирался в деталях (и не уверен, афишировались они вообще), но известно, что авария — НЕ на самих заводах (собственно, поэтому вылетело сразу три линии), а всего лишь где-то на общей инфраструктуре, и изначально обещали починить за три недели. Прошло полгода.

К вопросу о том, что будет с транспортировкой «Новатэка» с новых заводов, если газовозы на «Звезде» не достроят. Скажу сразу, простого ответа нет, но выкрутится возможно удастся, правда, опять же, с потерей рентабельности.

Начнём с того, что есть, для понимания общей картины. Для «Ямал СПГ» изначально было заказано 15 танкеров класса Arc7. На 16,5 млн т мощностей, хотя завод работает с превышением, плюс появилась маленькая 4ая линия. Тем не менее, изначально предполагалось — 1 танкер на 1,1 млн т мощности.

Но газовозы ходят как в западном, так и в восточном направлении, хотя изначально восточное заявлялось как основное в навигационный сезон по СМП. Тем не менее, давайте посчитаем. (продолжение ниже)

Рисунок - «Новатэк».

(продолжение)

Самый быстрый рейс в сторону КНР - 20 дней, ещё столько же — обратно, плюс 2-5 дня на загрузку и прочие орг.вопросы. Итого — 45 дней за ход, 8 круговых маршрутов за год, и это скорее оптимистичный вариант. Какие-то простои, кроме того 20 дней — это скорее вариант с идеальной ледовой обстановкой.
Один танкер за раз может перевести около 75 тыс. т СПГ. Итого, 1 танкер может перевести в восточном направлении всего 600 тыс. т за год (при условной круглогодичной загрузке), что намного меньше, чем расчётные 1,1 млн т мощности на танкер.
Понятно, что зимой этот маршрут вообще не работает, но речь о том, что даже летом вывоз всех объёмов на восток был невозможен.

Одновременно, если мы представим, что все танкеры работают на доставку или перевалку в Европе, то сроки доставки уменьшаются без малого в два раза.

На деле всегда была смесь направлений, даже летом. И когда активен был восточный маршрут (цены в АТР выше), то «Ямал СПГ» даже привлекал с рынка танкеры меньшего ледового класса Arc4 (для западного маршрута), чтобы максимально нарастить экспорт на восток. Сейчас все хотят продавать в Европу, поэтому и проблем таких нет.

Переходим к «Арктик СПГ 2». Был заказан 21 танкер. Из них 15 на «Звезде» (2 обещают достроить), 6 на корейской DSME – из них 3 через «Совкомфлот» - это контракт расторгнут, 3 — через японскую MOL (насколько понимаю, он выполняется).
Плюс, заказано, оказывается, ещё 8 судов класса Arc4 (видимо чтобы максимально высвободить Arc7 на восток) — 4 на DSME (через MOL), 4 на Samsung Heavy Industries (через NYK Lines и «Совкомфлот»). Про них что-то мало пишут, случайно обнаружил, но отмены контракта вроде пока нет.
И самое главное – DSME делает два плавучих хранилища для нового хаба по перевалке на Камчатке.

Напомню, что «Новатэк» планирует делать перевалку на Камчатке и в Мурманске, эти планы были давно, всё для экономии судов ледового класса, которые, помимо нынешних проблем с поставками ещё и стоят подороже. Перевалка на Камчатке даёт не очень сильную экономию (раза в 1.5), а вот Мурманск — намного большую (сейчас базовая перевалка идёт на европейских терминалах, в случае дальнейшего движения в АТР, но были пробные перевалки ship-to-ship в Мурманске). Думаю, если гипотетически переваливать в Мурманске все нынешние объёмы, то даже текущие танкеры класса Arc7 будут лишние.

То есть, если опять же гипотетически наладить перевалку в Мурманске всех объёмов (не знаю, насколько это возможно по мощностям), то небольшой добавки танкеров хватит, чтобы вывозить СПГ с обоих заводов (тем более, что когда будет вторая и третья линия — пока непонятно). Плюс надеемся на восемь Arc4.

Но в таком случае мы решим проблему с дефицитом танкеров ледового класса, но далее все объёмы нужно вывозить обычными газовозами (и брать их возможно с рынка, спотовые цены иногда высоки, да и такой запрос сам по себе увеличивает дефицит танкеров). Проблема возникнет, если ЕС откажется от российского СПГ в какой-то момент, то придётся возить до Азии. Кстати, в таком случае ближние страны (Индия, Пакистан) становятся интересней Китая. Но о развитии СМП, что очень важно для страны, в таком случае придётся забыть.

Попробовал накидать всю палитру неопределённостей (на самом деле - часть), думаю «Новатэк» выкрутится, но и в без того дорогую транспортировку уйдёт часть потенциальных прибылей.
В целом же, логистика с «Ямал СПГ», а в будущем и с «Арктик СПГ 2» всегда очень сложна, особенно когда цены в АТР и ЕС отличаются не сильно. Нужно оптимизировать массу факторов — соотношение экспорта на восток и на запад, с учётом разных цен, разной скорости движения при различной ледовой обстановке. Да ещё и учитывать интересы всех акционеров.

США последовательно наращивают экспорт этана — сейчас это уже около 450 тыс. б/д или 9 млн т в год. Основной прирост — в КНР и Индию, где эти страны сами делают из этана полиэтилен и другую химическую продукцию.

И, кстати, это всё равно только небольшая доля от перерабатываемого этана внутри США (также в основном в «нефтехимию»), плюс ещё крупные объёмы просто не выделяются из потока газа — по сути их некуда деть, объём экспортных терминалов ограничен, равно как и спрос за рубежом, который появляется только при запуске газохимического комплекса.

Для сравнения, «Амурский ГХК», который будет превращать в полимеры жирный газ из «Силы Сибири» будет перерабатывать - 2 млн т этана в год. Всё правильно говорится о выделении ценных компонент из газа. Но не надо забывать, что в США в «сланцах» этана «завались», соответственно уникальности в российском сырье не так уж и много, а значит — для конкурентоспособности должна быть хорошая экономика и по всей остальной цепочке (ГПЗ-ГХК-логистика, реализация).
Рисунок: RBN.

К новости, что глава американской EQT предлагает поставлять в Европу СПГ по $12 за млн БТЕ (380 исправлено, что-то перепутал, 420 долл за тыс. кубов) в будущем, по долгосрочному контракту. Сюжет подчеркивает ряд тенденций.

1. Планы именно ам. газодобытчиков выходить на рынки СПГ (писал об этом летом).

2. Газодобытчик выгодно отличается от владельца завода тем, что может поставить фиксированную цену на газ, не опасаясь взлёта рыночных цен.

3. В данном сюжете EQT закладывает внутреннюю цену на газ до сжижения в 4 доллара за млн БТЕ. И это больше «нормы» в 3 доллара, так как инфляция в бурении уже разогнала себестоимость (с нормой прибыли) до 4 долларов. Но при этом EQT надеется, что удержит себестоимость в 4 доллара далее на долгие годы. Или нет, ведь..

4. Общая сумма 12 долларов в Европе — очень приличная, пусть 2 доллара — доставка с большим запасом до Европы, получается, оставшиеся (за вычетом доставки и стоимости газа) 6 долларов — на завод по сжижению — капитальные плюс операционные расходы. Это много. Либо есть инфляционные ожидания и по стоимости строительства, либо берут запас в расчёте на рост стоимости бурения. Есть правда, фактор расходов на строительство газопроводов, который становится всё актуальней.

5. Главный вопрос — с кем из владельцев проектов СПГ-заводов добытчики будут кооперироваться.

6. Или не будут? В той же новости справедливо говорится, о дефиците газопроводов к заводам по сжижению (почти все они сконцентрированы в Мексиканском заливе). И предлагается строить новые севернее, на восточном побережье — ближе к крупному месторождению Марцеллус. В таком случае — ещё больше новых проектов с более длительными сроками реализации (т. к. придётся с нуля разрабатывать новый проект в таком случае).

7. Справочно — такой подход (фиксированная цена) планировала осуществить компания Tellurian, предлагала несколько лет назад СПГ по 8 долларов в Азии. Тогда казалось дорого, желающих не нашлось, но и СПГ-проект пока не взлетел, и не только потому, что нет контрактования, похоже у них внутрениие проблемы.

Академия отраслевых рынков запустила курс «Рынок СПГ».
Сегодня открылся первый модуль «Логистика в СПГ отрасли»
Лекторы: Андрей Бурнашев - старший помощник капитана
Андрей Голубчик- профессор, доцент кафедры нефтегазотрейдинга РГУ нефти и газа им И.М. Губкина

25 января открывается модуль «Международный рынок и Трейдинг»
Лекции будут читать эксперты из Кореи, Катара, Сингапура и РФ.

Также в курсе модули:
- Технологии сжижения
- Рынок малотоннажного СПГ инфраструктура и сбыт
- Импортозамещение в СПГ отрасли
- Меры государственной поддержки

Успейте присоединиться к группе обучающихся!
https://industry-academy.ru/spg

Набор открыт до 26 января !

👆 Напомню, что рекламы на канале нет, кроме редких случаев дружественной, тут как раз исключение, которое подтверждает правило.

«Коммерсант» вчера опубликовал заметку, почему снижаются и без того небольшие поставки газа из России в Европу. По предложенной (вполне логичной) версии, покупатели не хотят импортировать газ со стандартной привязкой к биржевым котировкам предыдущего месяца, т. к. сейчас цены сильно упали, а в декабре были высоки.

Остаётся вопрос. Мы знаем, что поток газа в Европу сейчас совсем тоненький. Да СП-1 взорван, «Ямал-Европа» заблокирован санкциями с росс. стороны. На одном из украинских направлений «Нафтогаз» не принимает топливо, т. к., как считает, не контролирует точку входа. Но второе направление остаётся недозагруженным. Другими словами, первичные причины сверхмаленьких объёмов экспорта — с какой стороны? Всё это сейчас непрозрачно, но считалось, что скорее со стороны «Газпрома». Но если принять версию выше, то возможно уже и со стороны ЕС? Тут возникает главный вопрос — но такие сверхмаленькие объёмы точно должны подпадать под «бери-или-плати»? Тогда почему они могут быть ещё уменьшены (точнее - зачем покупать меньше, если всё равно оплачиваешь)? Действуют ли какие-то контракты? Непонятно, но нынешнее ещё большее падение экспорта — интересный сюжет для наблюдения, чтобы хоть как-то понять, что происходит.

И конечно такая ситуация стала возможной т.к. хранилища в ЕС заполнены ну очень неплохо. Про это в газете есть и мой комментарий, но перескажу здесь ещё раз. Европа проходит «экватор» зимы с хранилищами заполненными на 80%, хотя годом ранее в это время они были заполнены на 45%. В абсолютных значениях разница составляет около 40 млрд. Если же транслировать текущие объёмы российского экспорта в Европу в годовые значения, то они составят порядка 20-25 млрд кубометров (именно сейчас - ещё меньше), что означает снижение годового экспорта на 35-40 млрд по сравнению с 2022м. Это достаточно большой объём дополнительного дефицита, поэтому предполагалась, что 2023 год для Европы окажется сложнее 2022 года. Но тёплая зима и режим экономии привели к тому, что «лишний» объём в хранилищах примерно соответствует объёмам, которые возможно недопоставит «Газпром».

Недавно немного пообщался с chatGPT, в опасениях, что он отберёт наш хлеб. Задал простой вопрос — какие инвестрешения (FID) по заводам СПГ можно ожидать в ближайшем будущем. ИИ сначала отказывался давать точный прогноз, сославшись, что это зависит от многих факторов, но на повторную просьбу назвать хотя бы вероятные, выкатил список, я его повторю со своими комментариями:

расширение Cameron LNG (США) — согласен, но не в первых рядах
Третья линия Freeport LNG (США) — третья давно работает, в теории обсуждается четвёртая, но на мой взгляд, это ещё позже, чем Cameron
Elba Island LNG (США) — завод уже давно построен и работает
Golden Pass LNG (США) — FID давно принят, завод вовсю строится
Арктик СПГ 2 (Россия) - FID давно принят, завод вовсю строится
LNG Canada (Канада) - FID давно принят, завод вовсю строится. Здесь правда обсуждается FID по второй фазе, но это тоже не самое быстрое решение

Как мы видим, пока хлеб не отбирают, чат не то, что хорошо предсказывает, но просто ошибается в очевидных вещах. Хотя по слухам чат активно всему учится, проверим как-нибудь ещё раз.

Мой личный прогноз на ближайшие месяцы по инвестрешениям, это США:
Port Arthur LNG,
вторая фаза Plaquemines LNG,
2-3 линии Rio Grande LNG.
Ну и Катар в теории может принять инвестрешение по оставшимся 16 млн т в любой момент, это скорее формальность.
Т.е. даже пересечений с ИИ нет. Вот и посмотрим.

UPD: коллеги в комментариях сообщают, что база на которой обучалась сеть ограничена 2018 годом, тогда это многое объясняет. Тем интересней будет, когда и если расширят (ув. Валентин пишет, что в нынешней архитектуре учить на данных в реальном времени - это дорого). Но может и рано радуемся).