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.

«Электрификация» российского СПГ: ответ на санкции плюс снижение углеродного следа

Колонка Александра Собко специально для G&M:

Последнее время «электрификация» будущих российских заводов СПГ — популярная тема для обсуждения. Причин тому две. Во-первых, недавно анонсированный проект «Мурманский СПГ», где в качестве источника энергии планируется использовать избыточные мощности «Кольской АЭС». Во-вторых, трудности с поставками западных газовых турбин на фоне давно известных проблем с импортозамещением в этом секторе у нас. О чём идёт речь, как эти аспекты связаны друг с другом, и почему это сейчас важно, предлагаем разобраться.

Итак, любому заводу СПГ для работы требуется энергия. Исторически, как правило, в качестве источника энергии также использовался сам природный газ. Это просто удобно, особенно с учётом того, что многие заводы СПГ находятся в отдалённых регионах. К слову сказать, энергетические расходы составляют около 10% от сжижаемого газа. С некоторой долей условности, весь объём необходимой энергии можно разделить на две крупные части.

Подробнее: https://gasandmoney.ru/analitika/elektrifikacziya-rossijskogo-spg-otvet-na-sankczii-plyus-snizhenie-uglerodnogo-sleda/

👆Написал колонку (репост выше) про вынужденную "электрификацию" будущих российских заводов СПГ - замена механического (газовые турбины) привода компрессоров на электропривод. Почему это сейчас важно, и какие всё же есть плюсы. Если читателю покажется, что вопросы, связанные с электроснабжением "Арктик СПГ 2" описаны несколько сумбурно, то это нормально. В процессе подготовки стало понятно, что материалы в СМИ противоречат друг другу и/или не объясняют полностью текущую ситуацию, и до конца прозрачной картины пока составить нельзя. Причины, в общем-то, понятны в текущих обстоятельствах. Надеюсь, что со временем новости заполнят "белые пятна".

Хорошая и, главное, свежая (по май 2023 включительно) картинка (из материала OIES по данным Kpler), иллюстрирующая то, что мы в общем-то и так знаем:
практически весь СПГ с Ямала по-прежнему направляется в Европу, а не в Азию. Несмотря на обсуждения в ЕС запретить российский СПГ, пока даже в больших объёмов, чем раньше. Провалы (июль-сентябрь) связаны с летним, максимально удобным транспортом по СМП, когда льды тают. Сейчас тоже можно ожидать роста отгрузок в Азию: помимо ледовой обстановки, спот-цены в АТР уже на 2+ доллара за млн БТЕ (70+ долларов за тысячу кубов) выше, чем в Европе.

Отчасти вдогонку ко вчерашнему посту. Сегодня картинку по экспорту российского СПГ (суммарные отгрузки + отдельно в КНР) выложил блумберг, правда он нагнетает: Азия в целом, и даже, Китай, снижают импорт росс.СПГ, мол боятся санкционных рисков

Признаться, далеко не всегда соглашаюсь с комментаторами, которые видят в заметках bloomberg ангажированность. Но почему Европа не боится этих рисков и пуще прежнего закупает российский СПГ — bloomberg не объясняет.

С точки зрения логистики «Ямал СПГ» всё прозаично — Европа ближе и весной платила больше. Обращает внимание, что суммарные отгрузки СПГ в июне упали (на картинке все заводы), это тоже может транслироваться в уменьшение экспорта в АТР, особенно если снижение было за счёт Сахалина.
Тут показательнее цифры за июль-август — когда уже будет эффект более высоких спот-цен в АТР и удобный путь в Азию с Ямала.
Правда, нужно помнить, что на этот период запланированы технические работы, как на «Сахалин-2», так и на части линий «Ямал СПГ», общий выпуск СПГ снизится.

Не так много нового про планы «Новатэка» мы узнали в рамках церемонии отправки первой линии "АСПГ 2" на Гыдан, но кое-что было. Выделил бы два момента.

Во-первых, платформу для «Мурманского СПГ» начнут лить уже через год, когда освободится место от 2й линии «Арктик СПГ2». Означает ли это, что «Мурманский» запустят быстрее «Обского»? (Доков два, но на тот что освобождается сейчас — придёт 3я линия "Арктик СПГ2).
С одной стороны, логика есть в этом — кой-какие вопросы с электроснабжением «Арктик СПГ 2» остаются, и добавлять к этому похожие проблемы на «Обском», не разобравшись с первым сюжетом, было бы неправильно. При этом на «Мурманском» будет внешняя электроэнергия, т.е. этих проблем не будет.
С другой стороны, мощность «Обского СПГ» - условно 2.5 млн т, «Мурманского» - условно 6. Вероятно, оба будут строить на версиях «Арктического каскада». Но переход сразу к «Мурманскому» - это «прыжок» от маленького «Ямал СПГ Т4» на 0.9 млн т к 6 млн, без «промежуточных» 3 млн т на "Обском". Тоже риск.

Второй момент — это информация о новых контрактов самого «Новатэка» с японскими компаниями (под объёмы с «Арктик СПГ 2»)
Напомню, что в «Ямал СПГ» у «Новатэка» были законтрактованы небольшие объёмы, порядка 15% мощности завода (при доле в акционерном капитале в 50%). Продавали и больше, но это объёмы сверх проектной мощности, плюс спец.случай с объёмами для Индии.

Напротив, в «Арктик СПГ 2» компании забирают СПГ пропорционально доле в капитале, а она у «Новатэка» - 60%, т. е. без малого 12 млн т СПГ «Новатэк» уже будет продавать сам. Ранее уже были подписаны два контракта с китайскими компаниями (и, кстати, это не «большая тройка», а ENN и Zhejiang, в сумме на 1,6 млн т), может быть что-то пропустил. Сейчас вот новые контракты с японскими покупателями (объёмы неизвестны), будет что-то ещё. Следим дальше.

Цены на литий — проверяем прогноз год спустя. Иногда делаю заметки в рубрику #вотипосмотрим, но потом забываю про них). В этот раз вспоминаем заметку от июня прошлого года. Тогда цены на литий сильно росли и достигли 60+ тыс. долларов за тонну карбоната лития.

Тем не менее, Goldman Sachs прогнозировал существенное падение котировок и среднегодовую цену в 2023 году в 16 тыс долларов за тонну. Цены, в результате, росли до конца года после этого прогноза.

Падение цен в 2023 году действительно случилось, но далеко не такое существенное (картинка из свежего обзора IEA). Полгода уже прошло, и понятно, что никаких 16 тыс. среднегодовых в любом случае уже не будет.

Разница с прогнозом очень существенная - ещё один пример, что прогнозировать цены на сырьевые товар непросто, даже если это топ инвестбанк с разными моделями ит.п.

P.S. Напомню, что обычно литиевая тема находится в спин-офф канале @li_rush, там правда в основном репосты. Текущий канал практически полностью превратился в газовый, а скорее СПГ-шный.

Любопытная таблица «Интерфакс» с разбивкой по росс.производству СПГ по месяцам. Оказывается одна из линий «Ямал СПГ» уже уходила на тех.обслуживание в июне (думал в июле) — в принципе на это намекали данные по снизившимся июньским отгрузкам Bloomberg, что обсуждали немного ранее. Ещё одна линия уходит на техобслуживание в августе. Плюс в июле похожие работы должны проводиться и на «Сахалин-2».

Всё это важно не только потому, что объёмы производства СПГ в этом году ожидаемо чуть припадут, но и т. к. впервые тех.обслуживание проходит на фоне ушедшего соответствующего западного сервиса.

Сообщают, что уже третий СПГ-танкер класса Arc7 для «Арктик СПГ 2» на «Звезде» спущен на воду. Но полностью сданных газовозов пока нет, по спущенным ранее ещё двум ведутся «достроечные работы». Напомню, в начале января прошла информация, что только два танкера «Звезда» сможет достроить без проблем, т. к. французская GTT, поставщик критически важного материала, прекращает работу со «Звездой» из-за санкций. Но пока новостей о проблемах в этом направлении так и не появлялось. Может действительно, прощаются, но не уходят? Следим дальше.

«Горшочек, не вари»: ждать ли ещё больше СПГ из США?

Колонка Александра Собко специально для Gas&money:

Возможное перепроизводство на рынке СПГ - вновь актуальная тема для обсуждения. Правда ни в текущем, ни в следующем году избытка не планируется, пока новых заводов будет запускаться совсем немного. Но уже с конца 2024 года и далее прирост новых мощностей окажется заметен.

Определённый парадокс состоит в том, что с глобального газового рынка вследствие известных обстоятельств ушло свыше 140 млрд кубометров российского трубопроводного газа. И в какой-то момент казалось, что раз СПГ должен постепенно эти объёмы компенсировать (при допущении, что российский газ уже не вернётся в Европу в прежних объёмах), то значит и избытка на рынке сжиженного газа ждать ещё долго, ведь для этой компенсации нужно было бы свыше 100 млн т СПГ.

Но биржевые цены на газ почти вернулись к норме. По факту это означает, что энергетический рынок в целом «переварил» проблему. И новый избыток СПГ может привести к снижению цен. Конечно, в свою очередь, дешёвый газ повысит спрос, что поддержит котировки, но лишь отчасти, да и для этого нужно время.

Итак, что по цифрам? Текущий объём рынка СПГ (на 2022 год) — 400 млн т. В настоящее время на разных стадиях строительства находятся заводы СПГ общей мощностью около 175 млн т в год! Как нетрудно заметить, эти объёмы уже приближаются к половине от всего нынешнего рынка СПГ.

Чтобы переварить такой объём, рынок СПГ должен расти в среднем со значительным темпом в 10% в год. Тем более, что запуски заводов идут неравномерно - в ближайший год новых объёмов будет немного, а дальше — резко больше. Если не будет форс-мажоров, то все строящиеся заводы должны быть запущены в течение ближайших пяти лет.

Конечно прогнозировать будущий спрос непросто, например планы по замещению угля способны значительно увеличить спрос на газ в целом, и СПГ, в частности. Тем не менее, определённый риск избыточного предложения СПГ присутствует.

Подробнее: https://gasandmoney.ru/analitika/gorshochek-ne-vari-zhdat-li-eshhyo-bolshe-spg-iz-ssha/

👆написал колонку про предполагаемый избыток на глобальном рынке СПГ, и один из его источников - СПГ из США. Реализуется ли этот сценарий с избытком газа (который, кстати начнёт формироваться только через год или чуть позже), или рынки по факту всё переварят, мы узнаем где-то в 2025 году, а пока, думаю, эта тема ещё ни раз будет обсуждаться в различных аспектах. Сейчас скорее "заходный" текст с некоторыми цифрами в балансах и базовыми тезисами.

И отчасти в продолжение предыдущего материала. Пока же избытком СПГ и не пахнет. Всего два небольших проекта должно быть по плану запущено в 2023 году. Но как стало известно сегодня, один из них (Tortue LNG, Сенегал-Мавритания, 2.5 млн т) уже переносится на 2024 год. Т.е. остаётся только tangguh LNG Т3, Индонезия (3.8 млн т), вроде там даже какая-то пусконаладка уже идёт. Есть, правда, ещё третий, немного загадочный плавучий Fast LNG в Мексике, который, то ли будет, то ли нет.
https://www.nasdaq.com/articles/bp-says-senegal-mauritania-lng-project-start-up-slips-to-q1-2024

Пришли новости по ГПЗ-СПГ в Усть-Луге. Точнее, как новости: сроки запуска смещаются на два года, и вместо давным-давно поставленного «формального» 2024 — теперь 2026. Но то, что к 2024 ничего не удаётся построить, было понятно давно. Думаю, что и в 2026м это также нереально с учётом массы возникших сложностей. Хотя по слухам работа действительно кипит.

Гораздо интересней другое. То, что также доходило на уровне слухов — что возможно будет на две линии СПГ на 13 млн т, а четыре — соответственно на 26 млн т, теперь уже, судя по заявлениям официальных лиц, рассматривается как один из вариантов. Хотя это означает, что и технологические, и прочие риски удваиваются.
Причины понятны - «лишние» 18 млрд кубов сухого газа, которые после разделения 45 млрд кубов на ГПЗ должны были возвращаться обратно в ГТС — сейчас уже там особо не нужны.

Впрочем, в теории на Балтике можно строить практически неограниченные СПГ-мощности, раз есть два простаивающих подвода к «Северным потокам» на 110 млрд кубометров в год. Сжижай-не хочу.
Так что проблема скорее в технологиях, оборудовании и возможности относительно быстро всё масштабировать. Плюс проблемы транспортировки и общей себестоимости.

А эти 18 млрд, на фоне такого избытка в регионе, казалось бы особой роли и не играют. Но разница с газом для "потоков" есть. Те объёмы для СП-1 и СП-2 можно просто придержать и не добывать/транспортировать. А указанные 18 млрд - они образуются в рамках проекта ГПЗ-СПГ-ГХК, и их в любом их нужно куда-то использовать. Уменьшать же перерабатываемые объёмы, чтобы газа было только на 2 линии СПГ - это переделывать весь проект, и главное комплекс газохимии, что нерационально.
https://www.kommersant.ru/doc/6136843