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).

В некотором смысле продолжение предыдущего поста, хорошая картинка от EIA – законтрактованность некоторых перспективных СПГ-проектов в США. Соответственно, три крайних справа — основные претенденты на скорое инвестрешение (у Port Arthur, кстати, на днях был ещё один контракт на млн тонн СПГ, вероятно не вошёл в эту статистику). И пусть не смущает, что у Rio Grande небольшая доля законтрактована, просто сам проект огромный в плане — поэтому сначала просто построят часть линий по сжижению. Суммируем три правых — (у Plaquemines нужно вычесть строящуюся часть) = ещё примерно 50 млрд кубов газа в год. Правда через пять лет. Но главное, что следом есть и ещё проработанные и неплохо законтрактованные проекты.

Если всё пойдёт подобным образом дальше, то это означает, либо (1) Европа окончательно откажется от российского газа или (2) российский экспорт в Европу возобновится, и тогда мы увидим низкие цены на рынке (будет много "лишнего" СПГ). Ещё раз подчеркну, это всё про долгосрок.

20%-ный рост заявок на транзит газа через Украину в Европу подтверждает версию, что январское падение объёмов было связано с тем, что так как часть поставок идёт с ценовой привязкой к биржевым котировкам предыдущего месяца, высокие цены декабря привели к уменьшению запроса в январе. Покупать дорого импортёры просто не захотели. Сейчас месяц сменился, в январе биржевые цены были сильно ниже - и мы уже видим эффект. Впрочем, и в январе, и сейчас объёмы экспорта всё равно в разы меньше по сравнению с былой нормой.

Кому достался «индийский» газ с «Ямал СПГ»?

Судя по всему, история с ямальским СПГ для Индии так и не решилась. Напомню кратко суть , хотя в течение прошлого года вопрос уже обсуждался, в т.ч. и здесь.

Много лет назад 2,5 млн тонн в год с «Ямал СПГ» было законтрактовано трейдером «Газпрома», далее эти объёмы перенаправлялись в Индию, где продавцом был указанный трейдер. В обоих случаях ценообразования осуществлялось с привязкой к нефти, но трейдер, как водится, добавлял свою копеечку на этой операции.

Поставки шли, в какой-то момент, когда на рынке был избыток СПГ, индийская сторона даже требовала скидку. Уже в 2021 году ситуация поменялась, рынок стал дефицитный, и GAIL была рада, что покупает такой дешёвый СПГ.

Далее наступил 2022 год, весь газпромовский трейдинг оказался под принудительным управлением немецкой стороны, в свою очередь Россия запретила все российские поставки в сторону этого трейдера, как для недружественной организации. В т.ч. из-за этого упал и трубопроводный экспорт в Европу.

Исключение (до сентября) было сделано как раз для поставок ямальского СПГ. Причины можно предполагать разные: то ли не хотели, чтобы Индия пострадала из-за некасающихся её разборок, то ли было сложно оперативно переключить эти объёмы на другие рынки, учитывая сложную логистику СПГ и возможные сложности с фрахтованием новых газовозов в сложившихся обстоятельствах.

Но индийская сторона всё равно пострадала, т. к. трейдер (повторюсь, уже не контролируемый «Газпромом») стал ещё в мае прошлого года по сути нарушать контракт: использовать этот СПГ для европейских нужд, а не поставлять в Индию.

По идее, в сентябре поставки в сторону трейдера со стороны «Ямал СПГ» должны были прекратиться, и как казалось, Индия должна была вновь получать свой СПГ. Но что мы видим в последних новостях?

GAIL занимается поиском долгосрочных сделок по импорту газа и надеется вскоре подписать один контракт, чтобы компенсировать перебои с поставками из бывшего подразделения российского энергетического гиганта «Газпром».

Выходит, проблема так и не разрешилась. Но т. к. «Ямал СПГ» уже не может продавать газ подконтрольному Германии трейдеру, значит он продаётся куда-нибудь ещё? И, вероятно, по выгодной спотовой цене. Если так, то помимо прочего, это и плюсик к фин.результатам «Новатэка», т. к. по «нефтяному» контракту заработка было не много.

Всё вышесказанное — рассуждения на основе открытых источников, так что критика, дополнения и прочее — как обычно приветствуются.

UPD: коллега в коментах подтверждает эту версию со ссылкой на официальные заявления руководства "Новатэка" от начала сентября. В таком случае, компания действительно получила неплохую прибавку к объёмам, которые можно продавать на споте.

Судьба «индийского» СПГ с Ямала, который обсуждался в предыдущем посте, и который, как предполагалось, мог быть вновь «переоформлен» в рамках долгосрочного контракта во время Индийской энергетической недели, похоже так и осталась неопределённой. Несмотря на некоторые прогнозы о новом контракте, по факту стороны подписали только необязывающий Меморандум о взаимопонимании. Значит пока опять как минимум часть объёмов (частично идут поставки в Индию — правда непонятно на каких ценовых условиях) остаются в распоряжении «Новатэка» и (части?) партнёров по «Ямал СПГ».

Любопытно, что в Меморандуме также сообщается о планах поставлять низкоуглеродный аммиак (проект «Обский ГХК»), но при этом Л.Михельсон объявил и о планах скоро принять инвестрешение по «Обскому СПГ» (одна и та же сырьевая база, но проект менялся то в сторону СПГ, то в сторону безуглеродного аммиака).

Думаю, что пока будет СПГ-завод, а историю с низкоуглеродным аммиаком возможно отложат на какие-то другие месторождения (главное — найти, куда закачивать улавливаемый углекислый газ). Ведь в производстве аммиака тоже могут возникнуть и технологические сложности (а по СПГ как никак технология есть своя, которую к тому же нужно оттачивать на чём-то), да и зелёная повестка в части борьбы с выбросами углекислоты пока уходит на второй план на фоне энергокризиса.

Кажущееся противоречие: с одной стороны, доля "спота" на рынке СПГ высока (свыше 30%), с другой стороны — все производители стараются заключить долгосрочный контракт.

В чём разгадка - как мерять "спот" - со стороны конечных покупателей или со стороны первых продавцов (производителей) СПГ, учитывая массу посредников в секторе. Собственно, на картинке (МЭА) всё видно. Трейдеры с СПГ-портфелем покупают по долгосрочному контракту (т. е. у производителей) намного больше, чем продают по контракту конечным потребителям. Разница - около 170 млрд куб.м, это почти весь спотовый рынок. Остальное - «излишки» с заводов СПГ, истекшие контракты.

Кстати, сейчас ситуация будет меняться ещё из-за двух факторов. С одной стороны, будут активно истекать старые контракты (все ли владельцы СПГ заводов захотят их продлевать?, ведь завод уже окупился, и можно рискнуть и заработать больше на споте). С другой стороны - импортёры хотят больше долгосрочного контракта (правда, по хорошей цене) после нынешней свистопляски на рынке.

Ждать ли нормализации рынка СПГ в 2025 году?

СПГ обзор Shell в этом году очень хорош, графиками подсвечены все важные тренды. Нашёл и новый момент. Все мы привыкли говорить, что в 2025 году дефицит на рынке резко снизится, так как выйдет сразу много новых заводов (назывались цифры до 45 и выше млн т). Но в прогнозе Shell мы видим прирост рынка всего на 24 млн т, что немногим больше «плановых» 20 млн т, если допустить опять же «плановый» рост глобального рынка в 4% в год. А значит, облегчение наступит только в 2026 году (при допущении, что всё это время поставки "Газпрома" будут сверхнизкие).

Возможные причины. Во-первых, видимо съезжают планы по вводам, ранее уже появлялись намёки на этот счёт по поводу Golden Pass LNG. Во-вторых, запуск завода в данном году означает 100%-ную прибавку этих мощностей только в следующем. Так или иначе, если верить Shell, а они последнее время очень нарастили компетенцию в СПГ, 2025 год скорее будет ещё «обычный» с точки зрения предложения.

BP хоть и прекращает публикацию статобзоров, но передаёт это всё дело Energy Institute, так что новые обзоры просто будем смотреть здесь. Посмотрим, изменится ли что, тем более у BP-шных кое-где были спорные моменты в методологии. Прогнозы мировой энергетики BP оставляет у себя. https://www.energyinst.org/exploring-energy/statistical-review

Некоторое время назад довелось выступить с сообщением по газовым рынкам в сообществе инвесторов, после чего, в секции вопросов и ответов, коллеги спросили меня «А держу ли сам, к примеру, "Газпром" или "Новатэк"?» Про «Газпром» уже писал ранее на канале, а вот «Новатэка» у меня в общем-то никогда и не было. Отчасти, «сапожник без сапог», но этому есть известное объяснение — чем больше погружаешься в тематику, тем больше видишь возможных рисков.

Но здесь есть и другой аспект. Собственная финансовая заинтересованность намного лучше стимулирует наблюдение за рынками и прогнозирование газовых рынков, чем абстрактное их наблюдение. Поэтому просто для профессиональной деятельности было бы правильно иметь какое-то осмысленное количество этих акций. Но конечно, хочется и достаточной уверенности в доходности этих вложений. В общем, пока задумался. В этом посте опишу некоторые качественные моменты, а попозже, полуколичественные.

Итак, что в «плюс» «Новатэку».
Во-первых, длительный вероятный длительный период дефицита на газовом рынке, возможно вплоть до 2025 года включительно, да и далее быстро сильно лучше не будет.

Во-вторых, текущий год также будет непростым для газового рынка, сейчас спотовые цены на газ, что в ЕС, что в АТР = по большому счёту обычные цены по старым контрактам с нефтяной ценовой привязкой, это привычные и в общем-то даже комфортные цены по крайней мере для некоторых азиатских потребителей, т. е. есть куда расти ценам в случае усиления конкуренции за СПГ.

Во-третьих, почти решены вопросы с перегрузочными терминалами с танкеров ледового класса. В Мурманск такое судно уже вышло из Кореи, на Камчатку — чуть позже. Как-то заблокировать недоброжелателям их не получилось. Это поможет в случае проблем с поставкой танкеров ледового класса со «Звезды». Не совсем ясно, что с обычными газовозами, но в крайнем случае будут отгружать FOB c этих терминалов.
–
Теперь минусы. Все минусы по большому счёту связаны с поставками российского газа в ЕС, точнее с потенциальным ростом этих объёмов. Т.к. весь сверхдоход «Новатэк» получает в первую очередь со спотового рынка СПГ.

Если «Газпром» будет наращивать поставки в Европу, то даже если цены будут чуть снижаться, «Газпром» выиграет на объёмах. Для «Новатэка» же это чистый негатив. Газпром и Новатэк всегда были из-за этого в некоторой противофазе, но сейчас это противоречие наверное стало наиболее остро. Помимо прочего, это психологически неприятно: с одной стороны нужно "болеть" за "Газпром", но при этом понимаешь, что это снижает фин.результат "Новатэка".

И, главный риск, если «Газпрому» всё же удастся позже вернуть заметную часть европейского рынка после принятия многих инвестрешений по заводам СПГ в мире (в основном в США), то биржевые/спотовые цены на газ сильно упадут через несколько лет (т.к. новое предложение сразу из двух источников), опять же только «Газпром» выиграет за счёт объёмов.

Тут правда, нужно помнить, что и у «Ямал СПГ» значительная привязка к контрактам к нефти в продажах СПГ, как видно из вышесказанного в разных ситуациях это и плюс, и минус. Но это уже в продолжении.

Наткнулся на картинку с инвестрешениями по заводам СПГ (МЭА), смотрю — есть решение по заводу в Малайзии в 2022 году, но не помню такого. Оказывается приняли прям под ёлочку, в последних числах декабря, немудрено пропустить. 2 млн т в год, ожидаемый запуск - 2ая половина 2027 года. https://www.businesstoday.com.my/2022/12/27/petronas-reached-fid-for-nearshore-lng-development-in-sabah/
Ну и как видно, по итогам 2022 года нет никакого повышенного числа решений (для будущей компенсации российских поставок в ЕС), лишь немногим выше нормы. В той же Малайзии, кстати, растёт внутренний спрос на СПГ, так что пойдёт ли этот газ на международный рынок — ещё нужно посмотреть.

Пока всё собирался написать второй пост про «Новатэк», вышла новость о возможной покупке доли Shell в «Сахалин-2». Но сделки там пока ещё нет, так что пока о том, что есть.

Итак, обещанная полуколичественная часть. «Полу» потому как по правилам, для оценки инвестпривлекательности нужно делать соответствующие модели. Признаться, подглядываю иногда в подобные оценки инвестподразделений наших банков, но нужно понимать, что вводные меняются очень часто. И, главное, полученные оценки, сильно изначально зависят от прогнозных вводных.

Так или иначе, почти во всех прогнозах «Новатэк» не даёт какой-то зашкальной дивдоходности к текущим, на ближайший год она находится на уровне 10% годовых. Что конечно много, как в в абсолютных, так и относительных значениях, относительно «докризисного» «Новатэка», но не так много для текущего рынка.

Доходы «Ямал СПГ» зависят и от нефтяных цен, и от спота. И в этом, и сила, и слабость. Известны достаточно скромные (на фоне рекордного года по спотовым ценам на газ) оценки роста прибыли Новатэка за 2022 год от руководства («рост свыше 50%»). Причины понятны: высокая доля нефтяной привязки в контрактах.
Но нас больше волнует будущее, а значит нужно смотреть не только цены на газ, но и цены на нефть, где пока всё неплохо, плюс в контрактах весьма вероятно привязка к цене Brent – а значит все истории с дисконтом не влияют. Кроме того, у «Новатэка» заметно выручки и от продажи конденсата, с оговорками — это также ставка на нефть. Про спотовые цены на газ уже много сказано, нет смысла повторяться.

Из минусов: объёмы, которые можно продать на «споте» образуются во многом из-за работы выше проектной мощности, а в этом году известно, что из-за плановых ремонтов выпуск СПГ на "Ямал СПГ" просядет примерно на 1млн т или 5% (но для самих «дополнительных» спотовых объёмов доля снижения будет намного больше). С другой стороны, так и не перезаключили контракт с Индией, частично эти объёмы остались «на споте» - это плюс.
Ну и не забываем временный рост налога на прибыль (для «Ямал СПГ», но не для будущего «Арктик СПГ2») - в минус.
А ещё через несколько лет появится НДПИ для «Ямал СПГ», от которого пока действует освобождение.
В плюс то, что по мере выгашивания долга «Ямал СПГ» прибыль компании растёт, сначала очень заметные суммы уходили на проценты по кредитам.

Итого, грубо говоря, если до нынешнего кризиса «Новатэк» стоил 1500, официально в оценках был заложен из строек только «Арктик СПГ 2» (неофициально наверное «Арктик СПГ1» и «Арктик СПГ3» в какой-то мере), и платил заметно меньшие, чем сейчас дивиденды. Сейчас, это цена меньше 1100, раза в полтора-два больше дивиденды (даже в абсолютных значениях), и формально очень похожие перспективы (правда, и немного роста налоговой нагрузки).

Т.е. формально с точки зрения «истории роста» мало что изменилось, но оценка сильно упала на фоне происходящих событий даже при том, что текущая (да и прогнозная) конъюнктура резко улучшилась. Если оставить за скобками комплект прочих рисков фондового рынка, общих для большинства компаний, всех волнует одно: справится ли компания сама со всей локализацией и импортозамещением для новых проектов — и главное — в срок, так как тайминг при определённом развитии событий может оказаться очень важным. Ставка на «Новатэк» - это ставка на то, что сможет.

Не является инвестиционной рекомендацией (с).

Написал обзорную колонку по перспективам российского газа в ЕС. Традиционно, фрагменты ниже, полностью по ссылке.

В результате введенных взаимных ограничений сейчас уже нелегко вычислить тот равновесный объем, который "Газпром" все же хотел бы поставлять в Европу, а ЕС, в свою очередь, готов принимать.

Чтобы полностью заместить российские поставки и не "отбирать" сжиженный газ у прочих его потребителей по всему миру, Европе нужно около 100 млн т в год нового СПГ. Это соответствует 136 млрд кубометров – примерно на столько и сократился импорт по сравнению с докризисными значениями. Цифра может быть немногим меньше – из-за необратимого падения спроса в некоторых секторах.

Что такое 100 млн т СПГ? С одной стороны, это четверть всего нынешнего производства, которое создавалось более 50 лет. С другой стороны, те же 100 млн т мощностей вроде как обещают построить США. Но для этого нужно время, хотя бы лет пять. В таком случае мы увидим удвоение действующих мощностей по сжижению в Соединенных Штатах.
Так или иначе, если Россия действительно захочет увеличить экспорт в Европу, то это нужно успеть сделать в ближайшие пару лет. Остается шанс нарастить масштабы поставок, пока не принято большое количество инвестрешений по новым заводам СПГ, компенсирующим российский экспорт.
...
В прошлом году на 20 млн т снизил импорт сжиженного газа Китай – и из-за карантинов, и из-за того, что не хотел покупать сверхдорогой СПГ со спотового рынка, ограничиваясь импортом по долгосрочным контрактам. Прогнозы на этот год расходятся. Некоторые наблюдатели считают, что Китай лишь незначительно нарастит импорт по сравнению с прошлым годом – тогда Европе будет попроще. Кто-то полагает, что КНР восстановит импортные объемы до рекордных значений 2021 года. И тогда без дополнительных поставок российского газа Европе будет тяжеловато. Сюжет с КНР в этом году окажет одно из ключевых влияний на рынок СПГ. Вопрос и в том, какую максимальную цену готов платить Китай, покупая больше газа на спотовом рынке.

Уже понятно, что полного возврата к былой норме не будет. И потому что доля российского газа в европейском балансе была очень велика даже в парадигме добрососедских отношений (около трети потребления и еще большая доля в импорте). И потому, что эти отношения при любом развитии событий не станут прежними.

Полностью по ссылке: https://itek.ru/analytics/vozvrata-k-bylomu-ne-budet/

Venture Global приняла окончательное инвестрешение по строительству в США второй фазы завода Plaquemines LNG (около 10 млн т). Первая фаза уже строится ещё с прошлого года, это всё кстати конкретная среднетоннажка, множество блоков примерно по 0.6 млн т мощности каждый. Это первое инвестрешение за этот год в мире, и более, чем ожидаемое (см. прогноз от конца января). 10 млн т в год = примерно 14 млрд кубометров газа.

Интересно получается, ещё недавно все обсуждали многолетний дефицит газа из-за снижения газпромовского экспорта в ЕС, а сейчас постепенно на повестку выходит обсуждение профицита после 2025 года (когда на рынок выйдет много нового СПГ), даже при допущении что кратно сниженный российский экспорт в Европу сохранится навсегда.

Да и на кратко- среднесрок, уже никто не рисует даже 1000 долларов за газ в Европе, скорее всё в районе 500. А это на самом деле, уже всего лишь на десятки процентов (но даже не 2 раза) выше былой нормы. А для АТР — почти норма. Понятно, что прогнозы — это всего лишь прогнозы, как обычно многое зависит от погоды и массы факторов. И тем не менее, совсем уж игнорировать консенсус было бы неправильно.

И этот риск — что ограничение российских поставок может оказаться необратимым — время от времени обсуждался и здесь, в контексте того, что у нас не так много времени, чтобы отыграть назад.

Повторюсь, если мир, к примеру, наращивает потребление СПГ на 5% в год, а потом его принудительно на несколько лет ограничить нулевым, а как правило даже отрицательным ростом (когда весь СПГ забирает себе ЕС), совершенно не факт, что при падении цен он сразу же компенсирует всё, скажем 20%-ным ростом спроса. Хотя нужно признать, что мы видели огромное падение в китайском импорте СПГ в 2022 году, и по идее, нет проблем его быстро отыграть обратно — была бы хорошая цена.
Но вот быстро наращивать дальше — здесь нужно смотреть есть ли вся инфраструктура для потребления газа в повышенных объёмах (речь тут даже не о Китае, а о других странах - Пакистан, Бангладеш ит.п.) — даже если СПГ будет дёшев. Всё же страны планировали постепенный рост.
Плюс есть риски рецессии. Вспомним, и как падали спотовые цены в ковид.

Фактически, глобальная система приходит в новое равновесие уже без выбывших российских поставок — кто-то снижает спрос, кто-то утепляется и наращивает энергоэффективность, плюс разные замещающие топлива ит.д. ит.п.

И гипотетический новый выход экспорта Газпрома в ЕС с солидными объёмами, если он состоится, уже даже сейчас имеет риск не нормализации, а падения цен. Конечно, лишь до тех пор, пока не создастся новое равновесие, когда дешёвый газ стимулирует рост потребления, и цены придут к норме. Главный и дискуссионный вопрос в том, сколько времени потребуется, чтобы к этому равновесию прийти. Где-то это недели или меньше (условная простаивающая ТЭС в Пакистане из-за дефицита СПГ), где-то годы (поставленное на "стоп" из-за высоких цен плановое наращивание инфраструктуры).

Определённый позитив есть в том, что ЕС ожидаемо продлевает план экономии газа, т.е. здесь есть возможность быстро отыграть восстановление предложения. Плюс нужно понимать, что полного восстановления не будет в любом случае. И точный объём этого восстановления экспорта (повторюсь, если оно вообще случится) вероятно даже сильней повлияет на цены, чем все описанные факторы.

Впрочем, пока признаков того, что экспорт будет хоть немного расти не наблюдается. Даже европейская нитка "Турецкого потока" заполнена на две трети (около 10 млрд в год). Украинский транзит - "стандартные" 15 млрд в годовом эквиваленте.

Новый СПГ, опять в США. Sempra приняла инвестрешение по строительству Port Arthur LNG, 13,5 млн т. Это второе решение в текущем году (в мире, не только в США), первое было неделю назад также в США, писал об этом. Ещё раз сверюсь со своим прогнозом от января, тогда было 4 наиболее очевидных претендента на скорый FID:

24 января. Мой личный прогноз на ближайшие месяцы по инвестрешениям, это США:
Port Arthur LNG, - принято 21 марта
вторая фаза Plaquemines LNG, - принято 13 марта
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. осталось два. По Rio Grande на днях была новость, что не успевают принять решение в 1 квартале, съезжает на 2й квартал. Но готовятся. Катар по прежнему может в любой момент. По хорошему в список нужно чего-то добавить, раз 2 из четырёх уже приняты.
Примерно понятно, кто будет следующий, но пока эти проекты не выглядят, что будут приняты прямо в течение ближайших месяца-двух (хотя неожиданности бывают), так что пока воздержусь.
Правда тут особняком стоит проект Fast LNG от New Fortress, напишу как-нибудь отдельно про него.

Компания СИБУР объявляет открытую вакансию на позицию аналитика в подразделение макро и отраслевого анализа при департаменте инвестиционного планирования. Ключевыми задачами являются анализ трендов в нефтехимической отрасли, подготовка периодических обзоров для руководства компании, определение фундаментальных предпосылок для долгосрочных сценариев инвестиционной деятельности и поддержка бизнес-решений.
Более подробную информацию о вакансии можно найти по ссылке https://hh.ru/vacancy/78269382.
Резюме и отклики на вакансию просьба направлять на указанный электронный адрес: [email protected]

👆Как уже писал, никакой рекламы на канале нет, кроме дружественной. Просто хорошая вакансия от хорошего человека.