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.

К вопросу о том, что некоторые европейские страны призывают отказаться от российского СПГ. Действительно, сейчас Европе крайне комфортно покупать американский СПГ т. к.

1) его уже много, а будет ещё больше — с небольшой добавкой прочих поставок он может закрыть весь спрос.
2) из США идёт много «гибкого» СПГ, которым владеют трейдеры.
3) И, главное, - это объективно самое короткое транспортное плечо для поставок из США.

Но всё это работает, пока цены на газ (СПГ) в ЕС выше цен в АТР.

Оценочно — стоимость транспортировки СПГ из США в ЕС — 1 долл за млн БТЕ (35 долларов за тысячу кубов), в Азию — 2 доллара (через Панамский канал) или 3 доллара длинным маршрутом.

Соответственно, как только цены в Азии станут выше цен в ЕС на $1 за млн БТЕ, у ам.СПГ вырастет интерес к поставкам в АТР. Чтобы этого не было, Европе придётся всё время поддерживать близкие к паритету цены.
Напротив, для СПГ с Ямала, и тем более с Балтики, даже летом европейский рынок выглядит при прочих равных выгодней, не говоря уже о зиме в период закрытого СМП, когда чтобы отправить товар в Азию, СПГ проплывает непосредственно мимо всех европейских терминалов. Так что, отказ от росс. СПГ в Европе = более высокие цены на газ в ЕС при прочих равных. Остальное — политика. И это мы не брали второе приближение — когда из-за роста длины маршрутов вырастут спотовые цены на фрахт.

Пока что-то нет новостей, которые очень хотелось бы прокомментировать, чтобы совсем уж не запускать канал, порассуждаем об общих вопросах. Некоторое время назад поднимал проблематику как всё не упустить, когда много тем и в каждой есть где закопаться, соотношение «вширь-вглубь», вот это всё. Простого ответа здесь нет, что и показало обсуждение. Но здесь есть ещё один связанный аспект — это цифры.

Поясню о чём речь. Владение "базовыми" цифрами по отраслям позволяет, к примеру, при чтению новостей, сразу фиксировать как важность новости, через сравнение упоминаемых цифр с базовыми, так и качество самой новости, если в цифрах есть нестыковки и прочие странности, а такое встречается нередко.

Примеров можно приводить много. Компания A открыла месторождение/добыла/запустила производство B единиц нефти/газа/ветряков ит.д. Но какую долю эта А составляет от мировой/страновой добычи или имеющегося производства ветряков. Компания C заработала D млрд долларов на том-то и том-то, или же по итогам отчётного периода. Но как соотносятся эти D млрд со стандартными доходами компании?

В теории всё просто, на практике же, без регулярного обращения ко всему кругу тем, что получается не всегда, упомнить всё даже «на глазок» довольно сложно.
Да, наверное почти все читатели этого блога помнят, сколько в день добывается нефти в мире, сколько стоит газ на разных рынках и многое другое. Хотя уже и тут делу немного мешают и разные единицы измерения. Млн б/д и млн т в год, млрд куб.м газа и млн т СПГ, дальше «подключаются» цены на газ выраженные в МВт-ч вместо тысяч кубов и так далее, и тому подобное.

Многое из того, что полезно бы помнить, уже не умещается в уме. А как только заходишь за пределы нефтегаза, совсем трудно всё удержать даже на глазок. Установленная мощность ВИЭ да и прочих электростанций, их выработка, какая компания сколько зарабатывает хотя бы на глазок, сейчас добавляется динамика в электромобилях и батарейных металлах.

Всё не упомнить, и важно иметь под рукой базовые обзоры по энергетике, и с ними сверятся. Первым вспоминается обзор BP, но там есть далеко не всё. Даже думал сделать свою «шпаргалку», но понял, что это на самом деле заметная работа, которую, главное, придётся и обновлять регулярно.
Может быть это не нужно, а просто правильней иметь нужную подборку статистики, и за исключением совсем базовых цифр по своему профилю - и смотреть в неё.

В любом случае, соотносить цифры той или иной новости с «базовыми» цифрами, взятыми ли из головы, из шпаргалки, или из соответствующего обзора — простое и эффективное правило проверки новостей на важность/адекватность.

Комментарии приветствуются.

К сегодняшней новости, что «Новатэк» увеличил объём реализации СПГ на международном рынке в 1 кв. на 60% (по отн. к 1кв. 2022), до 2,97 млрд куб. м.
Нужно понимать, что нового СПГ у компании за это время не появилось, международным трейдингом компания вроде тоже не занималась. То есть, это увеличение объёмов — это, добавлю всё же, вероятно - перераспределение в рамках достаточно запутанных схем реализации сжиженного газа с «Ямал СПГ». И тут два момента.

С одной стороны, казалось бы, раз это перераспределение, то и принципиальной разницы нет. А финансовый результат «Ямал СПГ» всё равно «общий» для всех компаний и делится пропорционально доли владения.

С другой стороны, если трейдер Новатэка берёт газ у «Ямал СПГ» по одной цене (нефтяная привязка), а реализует по споту, то рост объёмов реализации СПГ — это прямая выгода именно «Новатэка».

У самого трейдера «Новатэка» относительно небольшой контракт на покупку с «Ямал СПГ». Напомним, контракты на покупку с "Ямал СПГ" следующие:
испанская Naturgy - 2,5 млн тонн в год CNPC - 3 млн т, Total - 4 млн т, Novatek Gas & Power (тот самый трейдер «Новатэка») — всего - 2,86 млн т и Gazprom Marketing & Trading (те самые «индийские» объёмы») - 3 млн т.

То есть, по «базовому» контракту в квартал трейдеру «Новатэка» достаётся всего около 1 млрд куб.м (в пересчёте на газообразное топливо) с «Ямал СПГ», но даже год назад было 1,86 млрд, что-то могло набегать на объёмах сверх проектной мощности, плюс "Новатэк" сам реализует объёмы от полностью своей 4й линии Ямал СПГ. Плюс ещё объёмы с «Криогаз-Высоцк», так примерно и получается.

Можно предположить, что текущий рост объёмов реализации на 60% связан с какой-то «игрой» по распределению между акционерами бывших «индийских» объёмов (писал об это ранее), но это только предположение.

Итого, новость запутаннее, чем кажется на первый взгляд, но, нельзя исключать, что это не просто формальное перераспределение объёмов, а здесь есть действительно позитив для компании.

По тг-каналам пошла заметка из «Эксперта» про излишки СПГ, что якобы, выражается в росте объёмов плавучего хранения. Исходник — из Reuters. И да, сообщается, что объёмы глобального «плавучего» (в газовозах) хранения СПГ — в 2 раза выше, чем годом ранее и составляют, внимание 0,55 млн т! Для сравнения — это около половины суточного потребления СПГ в мире. Соответственно, задействованы в этом процессе хранения — около семи танкеров.

По большому счёту, выдуманная история, да и на графике (того же Reuters) видно, что всё в пределах флуктуаций. Действительно заметные объёмы танкерного хранения были в конце прошлого года, когда в ЕС цены на газ были высокие, а терминалы СПГ не справлялись, поэтому на районе скопилось множество газовозов. Тогда ещё цены на СПГ оторвались от цен на сетевой газ.
Всё это не отменяет, что цены на газ выглядят достаточно низкими на фоне мягких зим и заметных стационарных запасов. https://www.nasdaq.com/articles/high-lng-stocks-in-north-asia-weak-demand-leads-to-more-storage-at-sea

Сообщают, что Турция договорилась об отсрочке платежей за российский газ, на фоне резкого роста цен (в прошлом году). Чем интересна эта новость?

Исторически мы привыкли считать, что Турция покупает российский газ с "нефтяной" ценовой привязкой (в то время как страны Европы постепенно перевели все свои объёмы на покупку с привязкой к биржевым ценам, впрочем сейчас этих объёмов и осталось то совсем немного).

Но последнее время из разных источников всё больше появляется "намёков", что относительно недавно (вероятно, когда цены на "спот" ещё не выросли) турецкие контракты также были переведены на привязку к биржевым котировкам. Так это или не так — сказать сложно. "Газпром" и раньше не обязан был сообщать эти сведения, хотя последние годы публиковал суммарную структуру экспортных контрактов. А сейчас и подавно раскрытие информации свелось к минимуму.

Тем не менее, вся эта история с отсрочками платежей, говорит в пользу того, что ценовая привязка действительно была изменена. Ведь даже сейчас цены на газ с "нефтяной" привязкой всё равно выглядят ниже, чем "спот". А в прошлом году, на фоне взлёта биржевых (спотовых) цен, покупка по "нефтяной привязке" выглядела как подарок, и на этом фоне просить отсрочку было бы странным (но, с другой стороны, а почему бы и нет?).
Кроме того, работающие на Турцию газопроводы из России тоже были загружены не на полную мощность, что выглядит несколько странным, если допустить что по ним шёл только сверхдешёвый (по сравнению с ценами в мире) газ.

Что там с контрактами на самом деле, и когда они сменились, если так, когда-нибудь узнаем, пока заметка на память.

Почему это важно - понятно. В условиях, когда на резко снизившийся экспорт в западном направлении на Турцию приходится не 15% (как раньше), а свыше половины всего экспорта, цена для Турции (и, конечно, оплата или неоплата в срок) оказывается намного критичней для "Газпрома", чем это было раньше.