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.

Ранее обещал немного написать про СПГ-проекты Fast LNG компании New Fortress, выполняю. Всё достаточно просто, это проекты по производству среднетоннажных плавучих (на самом деле, на старых самоподъёмных буровых установках) заводов СПГ. Что здесь интересно? В силу гибкости локации таких проектов, по этим будущим заводам по факту не принимаются формально инвестрешения, поэтому они не учитываются или «слабо» учитываются в балансах. Правда, и объёмы здесь не так уж и велики, чтобы серьёзно повлиять на баланс. Но т. к. тема плавучих заводов в различных вариантах (от «классических» до разных «суррогатов», удешевляющих строительство платформы) будет только развиваться, подобных проектов будет больше.

То есть, по более-менее крупным плавучим проектам (скажем уже запущенный завод в Мозамбике на 3,4 млн т) уже принимается инвестрешение, и всё это учитывается в балансах, а вот маленькие — живут своей жизнью, но пока их немного.
Так или иначе, у New Fortress в планах 5 заводов по 1,4 млн т каждый (в сумме — 7 млн т — уже заметно). Первый запланировано запустить в Мексике уже этим летом, хотя планы регулярно съезжали, может и в этот раз съедут. Ещё два — позже также в Мексике (но это уже в лучшем случае в 2024 году), и ещё два — в Мексиканском заливе (в США). К слову, похоже первоочередные планы изначально были на США, но с разрешением регулятора там пока какие-то проблемы. Но большой разницы нет, в Мексику из США уже давно идёт огромный поток газа, в Мексике уже строится и «обычный» завод СПГ и много планов по расширению. Этот регион правильней оценивать как единое целое.
Теперь понятней о чём речь, когда дальше будем отслеживать проекты.

Вчера прошла немного странная новость, что круглогодичное движение по Севморпути (по сути — речь о транспортировке СПГ в восточном направлении) будет запущено уже в следующем году.
Да, какие-то газовозы арктического класса и сейчас ходят до января включительно. Да, новые, строящиеся газовозы (их ещё нужно получить), судя по комментариям специалистов, хоть и имеют тот же ледовый класс, но в силу особенностей конструкции могут преодолевать ещё чуть более сильный лёд.

Но т. к. всё это обсуждается в контексте сотрудничества «Новатэка» с «Росатомом», речь идёт о ледокольном флоте, который поможет в этом вопросе. Вот только ещё 1,5 года назад сроки назывались совсем другие:
“В. Рукша: стабильной круглогодичной навигации по СМП к 2030 г. не получится”. И с тех пор со сроками сдачи новых ледоколов всё стало только хуже.

Так что, конечно, было бы приятно думать, что в ответ на угрозы не принимать российский СПГ в ЕС, мы легко перекинем все объёмы на восток без потерь на транспортных расходах (по обходному пути), но скорее это будут разовые, "показательные", мероприятия. Интересно, будет ли караван хотя бы из двух судов. Но чтобы вывозить на восток всё и круглогодично — ждать, увы, ещё очень долго. Экономика, кстати, тоже будет другой — ледокольные проводки нужно оплачивать.

Сегодня «Газпром» сообщил о нулевом дивиденде (за 2п. 2022), но гораздо интереснее, что с компанией будет в будущем. Анонсирована огромная 3+ трлн рублей инвестпрограмма уже на 2023 год — неужели запланировано, что начнут строить «Силу Сибири-2»? При том, что официальных договоров на поставку газа пока не подписано.

А вчера вышла статья ув. С.Вакуленко, где автор рассуждает о рентабельности поставок газа по «Силе Сибири-2». И приходит к выводу, что рентабельность разумеется оказывается ниже, чем при поставках в Германию (условно говоря, нетбэк 145 долларов с тысячи кубов при поставке в Германию против 73 долларов при поставке в КНР), но тем не менее, экономический смысл в проекте есть. Разумеется, объёмы также в три раза ниже. Но данные расчёты нетбэка — средние цены реализации за минусом транспортировки, то есть, это цифры без налогов. Далее, автор подключает налоги (НДПИ и экспортная пошлина), и получается, что при текущем налогообложении, «Сила Сибири-2» с точки зрения получения природной ренты для акционеров выходит в ноль, а то и в отрицательную область.
Автор предполагает возможные налоговые льготы, но пока мы уже имеем, напротив, «нашлёпку» на НДПИ для европейского рынка при очень низких объёмах экспорта и ценах сильно ниже ожиданий.
Остаётся ещё регулирование цен на внутреннем рынке как фактор неопределённости.

Так что для миноритарных акционеров «Газпрома» продолжаются непростые времена. Разумеется, "злорадства" здесь никакого нет. Напомню, что сам являюсь владельцем небольшого, но осмысленного числа этих ценных бумаг со времён ещё ваучерной приватизации, они и хранятся не на брок. счёте, а где-то в депозитарии «Газпрома», поэтому по плюс-минус 200 и не продал из лени профессионального интереса. Теперь похоже будем держать дальше.
Не является инвестиционной рекомендацией.

Александр, да, у С.В. есть допущение, что цены будут как у «Силы Сибири-1». Правда, на мой взгляд, более сильное допущение в Brent по 60, но кстати это тоже связанные вещи (пункт 4).

Обсудим, будет ли контрактная цена по «Силе Сибири-2» более выгодной по сравнению с "Силой Сибири-1", с точки зрения коэффициента привязки к нефти. Факторы есть в обе стороны. Набросаю несколько, хотя тема, конечно, не на пост.

1) Геополитика. Китай видит, что он безальтернативный покупатель. Да, для запасов Восточной Сибири КНР в 2014 году также была безальтернативным покупателем, но и «Газпром» мог не торопиться в теории с разработкой этих запасов. Сейчас другая ситуация, и все это понимают. Этот фактор работает точно не в нашу пользу.

2) Точка входа газа в КНР. Если был бы старый маршрут (газопровод «Алтай»), то тут без вариантов газ можно было бы продать только дёшево — Китаю далеко тянуть до своих рынков. С маршрутом через Монголию точка входа в КНР ближе к ключевым рынка сбыта. Но взглянем на карту. Для всех крупных потребителей северо-восточного Китая дешевле довести трубу с побережья (СПГ), чем трубу от границы с Монголией. Т.е. здесь должен быть как минимум дисконт к СПГ.
Формула С.В. (из предыдущей статьи) на российский газ для КНР «на глазок» соответствует классического контракту на СПГ (в долл. за млн БТЕ) с привязкой к нефти 0,07, при этом сейчас на рынке есть контракты на СПГ с коэф. 0,1. Скидка на росс. газ в 30% существенная — и этот фактор работает в нашу пользу, здесь есть определённый простор для торговли с понятной верхней границей. Но опять же учитывая, что наш газ до мест потреблению Китаю всё равно доставлять будет дороже, чем СПГ.

3) Стабильность поставок vs риски СПГ/блокада морской торговли. Работает в нашу пользу. Но КНР последнее время заключила массу контрактов на ам.СПГ — и это можно трактовать двояко. И то, что Китай не боится этих рисков. Или, с другой стороны, рост зависимости от американского СПГ вынуждает искать баланс на других направлениях.

4) И, последнее. Когда заключался первый контракт, то был консенсус высоких цен на нефть 100+, и это позволяло допустить ниже коэффициент привязки. Сейчас консенсус цен ниже, а значит - это аргумент, что коэффициент привязки может быть выше. Хотя это спорный тезис, т. к. по большому счёту, энергосодержание в нефти и газе не зависит от цены на нефть)). Здесь скорее правильней возвратиться к пункту 3. Когда заключался контракт-2014, новые контракты на СПГ с «нефтяной» привязкой встречались ещё и с коэффициентом 0,14 — т. е. в 2 раза выше!, чем наш контракт на трубопроводные поставки по «Силе Сибири-1».

Факторы есть в обе стороны, есть и расчётные аспекты, есть и труднопереводимые в цифры факторы «геополитики» и зависимостей — как нашей, так и КНР. Посмотрим.
https://yangx.top/OilGasGame/954

Вечер, но все обсуждают новый проект «Новатэка» - условно «Мурманский СПГ». Мой комментарий также есть в материале «Коммерсанта», но что хотелось бы отметить тезисно. Действительно, очень много факторов в пользу проекта:

1. Использование «лишнего» после прекращения работы «Сев.потока-1» газа в регионе, плюс Мурманскую область всяко запланировано газифицировать, т. е. доп.затраты на газопровод невелики. Тут «Газпром» и «Новатэк» ещё должны договориться, но похоже, история выгодна всем.

2. Использование электрического привода компрессоров. 1) решается проблема дефицита российских турбин; 2) используется «лишняя» энергия «Кольской АЭС». (на этой лишней э/э когда-то собирались ещё водород производить)

3. Незамерзающий порт, можно отдавать СПГ на берегу (как США, кстати делают) и не заморачиваться самим ни с СПГ-танкерами ледового класса, ни с обычными газовозами, особенно если дефицит для нас тут сохранится.

Со всех сторон выходит здорово на первый взгляд. Следим дальше. https://www.kommersant.ru/doc/6014061

Всё больше у нас пошло разговоров о планах наращивать и наращивать экспорт СПГ (жаль, что для этого понадобилось кратное уменьшение экспорта газа в ЕС, ну хоть так). Оставим за скобками известные риски с оборудованием, будем считать, что всё получится. Но быстро нарастить всяко не удастся, фактически индустрия выйдет на большие объёмы в 2030+ годы.
Здесь уже появляется большой риск — пока гипотетическая близость пикового спроса на газ и СПГ (некоторые прогнозы прочат уже в 30х годах), после чего контрактовать новые объёмы будет сложнее, а риски ценовых войн станут выше, особенно если к тому времени не образуется «газовый ОПЕК».

Да, история с «пиками» ископаемых энергоносителей очень спекулятивна, достаточно посмотреть на якобы пики других ископаемых топлив, которыми нас пугают несколько лет, а признаков эти пиков нет даже для угля, не говоря уже о нефти.

Но каждый ресурс уникален, и с газом может оказаться по другому. Газ в спросе «зажат» между намного более дешёвым углём и уже сопоставимыми (а где-то дешевле) по цене ВИЭ.
Конечно, у газа есть свои плюсы — это «бекап» при ВИЭ генерации, более чистое (в плане вредных частиц) топливо по сравнению с углём. Плюс отказа от угля при декарбонизации, и дополнительный спрос на электричество, если электромобили разойдутся.

Но риск для спроса всё равно есть есть, а значит, если Россия заинтересована сейчас в росте глобального спроса на СПГ в долгую, очень долгую, значит нужно радоваться не «разовым» сверхвысоким ценам, а стабильным средним ценам, позволяющим, конечно, производителям СПГ нормально зарабатывать, но и стимулирующим развивающиеся страны АТР увеличивать долю газа в балансе, не переживая что однажды, как в 2022, цены вырастут в три раза. А поставщики по долгосрочному контракту откажутся поставлять СПГ, заплатив небольшой штраф.

«Новатэк» возобновляет поставки СПГ в сторону немецкой Sefe (ранее Gazprom M&T), эти объёмы, как и прежде, далее пойдут в рамках контракта с индийской Gail. Исключение получено на период до 31 декабря 2024 года. Описывал всю историю ещё в феврале, а сегодняшние соображение попали в заметку в Ъ. Чтобы не повторяться — совсем кратко. Спотовые цены на СПГ примерно сравнялись по ценам с контрактом с Sefe c нефтяной ценовой привязкой. Т.е. далее ни «Новатэку» и другим акционерам «Ямал СПГ» неинтересно реализовывать эти объёмы на споте, ни Sefe забирать себе эти объёмы (как она делала в период, когда «Ямал СПГ» ещё поставлял ей СПГ, но до Индии он уже не доходил).

Тем не менее, шаг всё же неоднозначный — восстановление поставок в адрес бывшей российской компании, по факту недружественно национализированной немецким правительством. Почему это могло быть сделано. Возможных ответа два.

Тактически — в таком случае это означает, что «Новатэк» скорее не видит роста спотовых цен на газ и СПГ в ближайшее время, и хотел бы сохранить гарантированный сбыт по неплохой предсказуемой цене (нефтяная привязка).

Стратегически — восстановление цепочки поставок очевидно улучшит отношения «Новатэка» с индийской Gail, это важно для новых проектов «Новатэка», где участниками вполне могут стать компании из Индии.

К теме дня — о новых 94 малотоннажных СПГ-заводах к 2030 году (на 6 млрд кубов газа в год). Нужно ли или нет?
Внутренний спрос тут может быть двух типов — заправки (замена жидким моторным топливам) и удалённая газификация.
Удалённая газификация — хорошо, но тут всегда вопросы, какая будет цена, запросто может быть выше регулируемой, со всем комплексом проблем субсидирования.

Если же говорить про заправки, то история старая. Зачем нам нужно переводить автопарк в самом широком смысле на газ?
Конечно, СПГ более экологичен, чем дизель (не в плане выбросов углекислоты, а всего того, что вредно нам самим), но и возни с ним намного больше.

Поэтому, по большому счёту, перевод автотранспорта на газ нужен, чтобы высвободить нефть на экспорт.

Соответственно, вопросов здесь два.
1. Будет ли дополнительный спрос на нашу нефть в мире на средне и долгосрок? (Спрос скорее будет расти слабенько, но и в добычу недоинвестирование. С другой стороны, на краткосроке КСА и ОПЕК+ пока только снижают и снижают объёмы, чтобы удержать цены).

2. Если дополнительный спрос на нашу нефть будет, то что с нашей стороны. Есть ли возможность нового предложения с новых проектов (т. к. в старых регионах добыча снижается), или же мы даже с учётом новых проектов можем только удержать полку.
Если предложения нефти достаточно — необходимости в СПГ-зации автотранспорта нет, в противоположном случае — есть (при наличии глобального спроса на нашу нефть).
Так что нужны или не нужны малотоннажные СПГ-заводы, ответ следует искать по большому счёту не в газовой, а в нефтяной сфере. Конечно, мы не обсуждаем экспорт, это уже отдельная история для которой пока нет главного — свободного, без исключений, экспорта СПГ.

Как известно, BP перестала выпускать свои стат.обзоры мировой энергетики, но передала всю эту историю некому Energy Institute, который на днях и опубликовал эту работу в партнёрстве кстати с KPMG. Формально обзор повторяет логику BP. Пока посмотрел только газовую часть, и то мельком, и сразу несколько цифр/мест уже смутило. Все странности приводить не буду, приведу только данные по потреблению (не добычи газа) в РФ — по данным обзора оно снизилось на 14% (!), хотя согласно российским данным здесь рост на 3%. Выглядит как первый блин сиииильно комом, но может в чём-то ошибаюсь, комменты традиционно открыты для обсуждения.
https://www.energyinst.org/__data/assets/pdf_file/0004/1055542/EI_Stat_Review_PDF_single-2.pdf

В этом году с ежегодными (по итогам 2022 года) обзорами по глобальному СПГ дела обстоят странно.

В начале года вышел обзор Shell, за что им спасибо (а то до июля бы вообще ничего толком не было), но он всё-таки подчёркивает интересные аспекты, а полной системности и статистики в нём нет.

Затем мы традиционно в апреле-мае ждём главный отчёт СПГ-шников от GIIGNL, но он почему-то не вышел до сих пор (но подозреваю, что уже существует).

Наконец, в июне, традиционный статистический обзор мировой энергетики от BP, где выделена СПГ-шная часть, хоть и небольшая. Но с этого года его передали в ведение Energy Institute, и, как уже писал недавно, там полный позор из-за ошибок/опечаток.

И вот, наконец, сегодня и вовремя вышел традиционно обстоятельный обзор СПГ от IGU, где в принципе многие таблицы уже дублируют "главный обзор СПГ-шников" GIIGNL, хотя конечно, при сравнении лучше опираться на обзоры одной серии.
https://www.igu.org/wp-content/uploads/2023/07/IGU-LNG2023-World-LNG-Report.pdf

Компания Next Decade объявила об окончательном инвестрешении по проекту Rio Grande LNG (США). Решение пока принято по трём линиям (всего в проекте их 5 по 5.4 млн т каждая = 27 млн т), т. е. на 16,2 млн т.

По-прежнему идём строго по прогнозу от 24 января, позволю себе ещё раз повторить его тут:
Port Arthur LNG, - принято 21 марта
вторая фаза Plaquemines LNG, - принято 13 марта
2-3 линии Rio Grande LNG. - принято 12 июля
Ну и Катар в теории может принять инвестрешение по оставшимся 16 млн т в любой момент, это скорее формальность.

Итого, ждём инвестрешение от Катара, и думаем, кого ещё добавить в список. Но может пора и сделать паузу, даже без катарских 16 млн т и так уже в этом году прилично инвестрешений - 40 млн т в год (3 проекта, все США), что соответствует 10% от текущих объёмов производства СПГ.