«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

Строительство первых модулей для канадского завода СПГ, Woodfibre LNG, началось в Китае. История интересна тем, что у проекта не было официального инвестрешения (FID), хотя ещё больше года назад было объявлено, что генподрядчик (McDermott) получил его аналог — т. н. "notice to proceed”. Тем не менее, именно начало работ добавляет уверенности в реализации проекта. Думаю, сейчас этот проект можно полностью учитывать в будущих балансах. Кстати, reuters уже включает Woodfibre в свой график североамериканских строящихся заводов (см. рисунок), ориентируясь на запуск в 2027 году. Завод небольшой — 2,1 млн т в год.
https://www.offshore-energy.biz/mcdermott-officially-starts-construction-of-woodfibre-lng-project

Неспешно выходим из августовского затишья. Начнём с (да, очередной)), картинки по прогнозу производства СПГ в мире, на этот раз от Rystad Enegy. Что здесь интересно. Отсутствие какого-либо роста для российского экспорта СПГ. Т.е. они игнорят даже первую линию «Арктик СПГ-2», которую учитывает, к примеру, тот же Bloomberg.

Удивительно, что это, повторюсь, прогноз от норвежской Rystad, которая казалась одной из наиболее качественных и в меру возможностей не политизированных консалтинговых контор. На картинке хорошо растёт производство только в С. Америке, плюс Ближний Восток (Катар — его трудно проигнорировать). Африку они тоже списали — нет никакого роста, хотя проекты там есть строящиеся, даже без проблемного Mozambique LNG.

Отдельное расстройство, что у них сильная экспертиза по сланцевой добычи США (в сланцах они — сюрприз? - оптимисты), всегда обращал внимание на их прогнозы (в т.ч. и потому, что хороших альтернатив — немного). Сейчас будет больше вопросов и здесь. #вотипосмотрим

Из новостей: «Ямал СПГ» произвёл 100 млн т СПГ. Красивая цифра, но что тут ещё интересно. Нулевая ставка по НДПИ для «Ямал СПГ» распространяется на добычу первых 250 млрд кубометров газа или 12 лет с начала первой добычи. Также после этого снизятся льготы по налогу на прибыль и другим налогам. На каком этапе мы сейчас?
100 млн т СПГ — это примерно 136 млрд кубометров газа. Плюс, ещё, скажем, пусть 5% от этого объёма (берём по минимуму, т. к. холодный климат) пошло на энергетические цели сжижения. Итого — оценочно 143 из льготных 250 млрд уже добыто.
Первая линия была запущена в декабре 2017 года, т. е. прошло примерно 5,5 лет работы. Но понятно, что средняя мощность за этот период была намного ниже действующей, т. к. линии запускались поэтапно.

Так или иначе, если считать, что осталось 250-143=107 млрд льготных кубометров, это примерно соответствует 75 млн т СПГ.
При средней загрузке, скажем 18 млн т в год (очень консервативно, всего 10% превышения над проектной мощностью, в прошлом году было около 20% превышения) до завершения льготных объёмов остаётся около четырёх лет. Но скорее всего средняя загрузка будет выше, а сроки — соответственно ещё меньше.
Льготные объёмы добычи, с высокой вероятностью, будут потрачены суммарно где-то за 9 с небольшим лет, к началу 2027 года.

Выводы?
Было много критики, мол, «Новатэк» «недоплачивает» налоги из-за льготных режимов. Но вот окончание этих режимов не за горами, а заводу ещё работать и работать, и платить эти налоги.
Соответственно и акционерам будет доставаться меньше прибылей от «Ямал СПГ», правда к тому времени уже должен заработать «Арктик СПГ 2» с похожим льготным налоговым режимом.

Почему-то мало обсуждают санкции США на два перегрузочных (с танкеров ледового класса на обычные) терминала СПГ «Новатэка» (Мурманская область и Камчатка). А вопрос серьёзный. Это не просто санкции, а т. н. SDN-лист, который предполагает запрет на взаимодействие с попавшими под санкции компаниями под угрозой вторичных санкций.

Как трактовать это взаимодействие с перегрузочными терминалами? Можно ли будет третьим компаниям получать в таком случае с них СПГ? На этих терминалах основана логистика с «Арктик СПГ 2», что особенно актуально в условиях вероятного дефицита ледовых танкеров.

За последние сутки уже двое коллег из СМИ предложили высказать мнение. Но ответа у меня нет. Возможно здесь нужен юрист. Возможно, это прецедент, который непонятно как трактовать.
Возможно, здесь уже есть однозначный запрет на любые операции с перегрузочными терминалами, но это так сурово, что мы пока отказываемся в это верить. Следим дальше, какие ещё способы найдутся, чтобы рост рынка СПГ доставался только «молекулам свободы».

Спотовый рынок СПГ: новая норма или феномен высоких цен?

Независимый аналитик Александр Собко специально для Gas&Money

Уже через полтора-два года на рынок начнут выходить значительные объёмы СПГ, что может привести к избытку на рынке и падению спотовых цен. С одной стороны, спотовые цены уже давно являются важным индикатором рынка. С другой стороны, большинство производителей по-прежнему значительную часть от производства (особенно для новых заводов) контрактуют по долгосрочным договорам, где ценообразование обычно не связано со спотовыми котировками. Нет ли здесь противоречия? Не будем оставлять «разгадку» на потом: противоречия здесь нет, так как на рынке важную роль играют трейдеры, «связывающие» своими контрактами эти два полюса рынка. Но в любом случае, в этой истории есть, что обсудить.
Итак, в первом, а скорее даже в нулевом приближении, переизбыток на рынке не сильно заботит производителей СПГ. Высокая доля долгосрочных контрактов оказывается основным способом для производителя защитить свои доходы. Не случайно, американские проекты СПГ принимают инвестрешение, когда законтрактовано свыше 80% всех объёмов, а правило «сжижай-или-плати» (за использование мощностей) позволяет окупать инвестиции в завод СПГ, даже если он простаивает. В других регионах мира ценовым ориентиром долгосрочного контракта часто является нефтяная котировка, считается что риск существенного и продолжительного снижения нефтяных цен — невелик.

Подробнее по ссылке: https://gasandmoney.ru/glavnoe/spotovyj-rynok-spg-novaya-norma-ili-fenomen-vysokih-czen/

👆Написал для G&M немного рассуждений (впрочем, цифры и графики тоже присутствуют) про спотовый рынок СПГ. С одной стороны, эти цены уже серьёзно влияют на весь рынок. С другой стороны, спотовые объёмы во многом сконцентрированы у трейдеров, которые изначально покупают этот СПГ у производителей по долгосрочному контракту. Трейдеры рискнули, и удача улыбнулась им — на рынке дефицит и «спот» дорог. Но впереди вероятный избыток предложения, спотовые цены могут упасть. Захотят ли трейдеры оставить эти объёмы у себя? Или будут пристраивать по долгосрочным контрактам? И если да, найдутся ли покупатели?

Интересное преломление давней европейской истории «хотим СПГ, но не хотим ничего ( т.е. долгосрочный контракт) обещать». Блумберг сообщает, что вскоре начинается бронирование мощностей в новых немецких терминалах по регазификации.
И регулятор хочет, чтобы 50% от всего бронирования сопровождалось условием обязательной поставки.

Понять европейцев можно — регазификация самый дешёвый элемент в цепочке поставки газа в виде СПГ, это около 20 долларов за тысячу кубометров. Поэтому минимальные отклонения цены в пользу других рынков позволяют трейдеру просто списать эти затраты, продав СПГ, к примеру, в АТР.

Но так как речь, вероятно, идёт о спотовом СПГ, то подписываясь на такие обязательства по использованию терминала, поставщик СПГ фактически обязуется и продать СПГ по биржевым ценам, а какими они будут в момент поставки, в настоящий момент определить невозможно. Получается ненужный риск.

Конечно, если трейдеры уверены, что зимой в Европе СПГ опять будет дороже, чем везде, то почему бы и не гарантировать себе местечко для регазификации. Но тогда бы и немецкий регулятор не переживал о возможном недоиспользовании терминала.
Словом, денег на то, что Германии удастся провести аукцион по регазификационным мощностям с подобным обременением, я бы точно не поставил. Следим дальше.
https://www.bnnbloomberg.ca/germany-seeks-to-lock-in-lng-supply-to-avoid-trader-diversions-1.1976476