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

Немного наблюдений/рассуждений про российский разворот от Запада к Востоку и ESG (условно, т.н. "зелёная повестка"). В различных источниках читаю, что, мол, несмотря на разворот, ESG-тренд остаётся актуальным, т. к. тот же Китай уделяет этому процессу существенное внимание.
Разница лишь в акцентах.
Критики ESG считают, что это ошибка КНР, которую не нужно повторять.
Сторонники ESG напротив, указывают, что от процесса никуда не деться, т. к. что Запад, что Восток — все идут в этом направлении, а значит и нам нужно не забывать.
(Оба мнения сильно упрощаю — просто чтобы не удлинять пост точным описанием).

На мой взгляд, всё немного по другому — и в первую очередь потому, что и сторонники, и противники часто рассматривают зелёную историю, как единое целое — и либо всё считают негативом («пузырём», проектами с отрицательной энергорентабельностью и прочее), либо же, соответственно наоборот - единственной возможностью человечества уберечься от глобального потепления изменения климата.

Но всё же тут нужно разделять вопросы самообеспечения энергией (ВИЭ), и вопросы связанные исключительно со снижением углеродных выбросов. Понятно, что здесь много взаимосвязей, так как второе очень часто используется для того, чтобы улучшить экономику первого, и тем не менее.

И даже водородная энергетика, (к которой, кстати, всегда относился критично, и которая пока по-прежнему не становится game-changer’ом), - это по-большому счёту в первую очередь попытка ответа на проблему хранения энергии ВИЭ.

Собственно, если мы попытаемся разделить ESG на 2 части (самообеспечение энергией и борьба с выбросами углекислоты), то разница будет значительная.

Китай отлично решает свои проблемы энергодефицита за счёт ветряков и солнечных панелей. А как красиво решается вопрос с электромобилями (и здесь главное — отказ от жидких моторных топлив, где растущая зависимость от импорта — это уже близко к вопросам геополитики) — это отдельная история. Взяв на вооружение все западные тренды, Китай решает не только свои вопросы энергобезопасности, но и создаёт мощную экспортную индустрию.

Так или иначе, в сухом остатке — нужно ли нам, как стране с высокой доле сырьевого экспорта, обязательно следовать в ESG-тренде или «по желанию» и в тех сегментах, где мы видим для себя интерес? Единственное за чем нужно следить — это за азиатскими аналогами ТУР — трансграничного углеродного налога (точнее — просто углеродного налога на своё производство, но для импорта подключается трансграничный налог — чтобы синхронизировать нагрузку). Напомню, что ещё в 2021 году этой теме у нас уделялось много внимания (на фоне скорого ТУР в ЕС), кроме того обсуждались и проекты CCS (улавливание и хранение углерода), как способ снижать выбросы (и продавать эти углеродные единицы). В основном риски были для стали, удобрений, нефтехимии. (нефтегаз на первом этапе выведен из под ТУР). Сейчас весь этот экспорт переориентирован за пределы Европы.

Да, углеродный налог, как отмечал выше, может просто использоваться для того, чтобы повысить конкурентоспособность продукции с использованием ВИЭ/хранения, а не для того, чтобы «идеологически» снижать углеродные выбросы.
Но когда в КНР, с одной стороны, уже очень низкая себестоимость «ветра/солнца», а с другой стороны, огромная преогромная угольная энергетика (которую потенциальный серьёзный углеродный налог сразу угробит), ожидать каких-то серьёзных программ на этот счёт (за исключением формальностей для диалога с Западом) всё же бы не стал.

К вопросу о поставках российского газа в Узбекистан (пока договорились о 2,8 млрд куб.м в год). Да, история давно готовилась и вполне ожидаемая. Основное здесь — снижение собственной добычи в Узбекистане, напомню, что прошлой зимой, которая временами оказалась на удивление холодной, были заметные трудности. Но главное, что Узбекистан по-прежнему экспортирует небольшие объёмы газа в КНР (объёмы примерно соответствуют новым российским поставкам) .
То есть, российские поставки — по крайней мере до тех пока экспорт в Китай не прекращается - это для Узбекистана в первую очередь возможность поддержать свои объёмы экспорта в КНР на фоне падающей собственной добычи и хорошего внутреннего спроса.

Отсюда вытекает главный вопрос — цена поставок газа в Узбекистан. Конкретики тут не встречал, но вопрос цен традиционно не афишируется в подобных договорах. В теории, она могла бы быть не очень высокой, «дружественной». Но т. к. эти поставки по сути связаны с экспортом самого Узбекистана (который сам добывает немало — немногим менее 50 млрд куб.м в год), то по хорошему и цена газа также должна быть привязана к нефтяным ценам, пусть и с определённой скидкой за «транзитную историю». Напомню, что цены экспорта среднеазиатского газа в Китай имеют «нефтяную» привязку, но несколько выше, чем цены российских («Сила Сибири») поставок. Следим дальше. Может быть что-то появится из таможенной статистики или других источников. И конечно, интересно сравнивать теперь объём росс. поставок в Узбекистан/объём узбекских поставок в КНР. Ранее, на фоне дефицита и до появления возможности получать российский газ, в Узбекистане заявляли о планах к 2025 году вообще отказаться от экспорта в КНР.

К сегодняшней новости, что газопровод из Ленинградской области до Мурманска будет строить «Новатэк», а не «Газпром». При этом, труба будет использоваться не только для доставки газа на будущий завод СПГ, но и для газификации самого региона (30 млрд на СПГ, 10 млрд — на газификацию региона). Прецедент строительства и, вероятно, будущего владения, региональным магистральным газопроводом (хотя формально это газопровод-отвод, чтобы не нарушалось законодательство) за периметром «Газпрома» (если оставить за скобками проект на особых условиях СРП «Сахалин-2», хотя сейчас и там «Газпром» контролирующий акционер). Почему такое решение принято можно только догадываться. Некоторые рассуждения на этот счёт.
1. Вероятно, одна из причин - непростое экономическое положение самого «Газпрома», который потратит крупные суммы на «Силу Сибири -2».
2. Да, у нас появляется крупный газопровод за периметром газовой монополии, но это одновременно уменьшает вероятность выделения всей газотранспортной системы в отдельную компанию, о чём разговоры идут не первый год. Скорее мы идём к американской модели, где разными газопроводами могут владеть разные компании, часто под свои нужды.
3. Но даже в такой модели всё это ещё больше актуализирует вопросы недискриминационного доступа третьих лиц.
4. Для «Новатэка» на мой взгляд это не очень уж позитив, в первую очередь — это дополнительный CAPEX, который, к тому же, вероятно, не «зашьёшь» в проект «Мурманского СПГ», т. е. не разделишь с будущими зарубежными акционерами. Однако, своя труба — это переход в «другую лигу».
5. Когда проект «Мурманский СПГ» только был анонсирован, допускалось, что газ для сжижения может быть газпромовский. Уже в июне сообщалось, что газ будет из месторождений «Новатэка» на юге полуострова Гыдан.
6. Значит остаются под обсуждением два участка трубы.
Во-первых основной, «главный» участок из региона Ямала/Гыдана до Ленинградской области— вероятно это будут мощности, которые ранее предполагалось использовать для подачи газа в Северные потоки (т. е. вход в районе полуострова Ямал, т.н. система газопроводов "Бованенково-Ухта-Торжок"). Тут тоже можно ожидать дискуссию с "Газпромом" о тарифе. Тариф очень критичен для конечной себестоимости газа для сжижения (в общем случае, схема длинная труба+завод СПГ не очень рентабельна). С другой стороны, трубы всё равно простаивают и других источников их наполнения пока нет.
Второй участок - в любом случае нужен газопровод от месторождений «Новатэка» до «главной трубы» (Ямал-Ленинградская область) - не удивлюсь если его тоже будет строить «Новатэк». (В теории возможны какие-то свопы, и сдача газа "Новатэка" в другой точке, так как вместе с лишними газопроводами в Бованенково есть и лишний газ). Следим дальше.

Вдогонку ко вчерашнему посту — позже вечером Ъ написал, что после постройки газопровода «Новатэк» продаст его в рассрочку «Газпрому» и будет платить тариф за прокачку газа. Официальных сообщений или комментариев компаний при этом не было. В любом случае до реализации этой схемы, если она действительно реализуется, — минимум 4 года.
Такой вариант выглядит ещё менее удобным для «Новатэка», за исключением двух моментов.
Во-первых, в конечном счёте экономика этой истории будет зависеть от условий — как размера тарифа на прокачку, так и объёма платежей/сроков рассрочки, которые будет выплачивать «Газпром».
Во-вторых, и главных. Очевидно, «Новатэк» попытается построить газопровод дешевле, чем его мог бы построить «Газпром» , и контроль над этими расходами — в любом случае в плюс «Новатэку», как основному плательщику будущего тарифа на транспортировку.
В материале приводятся и оценки стоимости газопровода — 400-800 млрд рублей. Возможно, «Новатэку» удастся построить дешевле старых оценок, но с другой стороны и инфляция последние годы немаленькая. По верхней границе, стоимость газопровода по оценке комментатора транслируется в тариф на прокачку в 2000 рублей за тысячу кубов (выглядит логично, это окупаемость за 10 лет без учёта стоимости денег или ближе к 20 годам с соответствующим дисконтированием). 2000 рублей за тысячу кубов = 20 долларов за тысячу кубов. Если принять эту сумму за данность. сразу добавляем 20 долларов к конечной себестоимости будущего СПГ. Немного, но это лишь транспортировка на одном, не самом длинном, участке. https://www.kommersant.ru/doc/6267915

Добрался просмотреть (350 стр, так что по настоящему не прочтёшь, конечно) новый прогноз мировой энергетики от МЭА. Прогнозы на ископаемые топлива рисуют достаточно скептические, даже для наименее зелёного сценария STEPS. Далее всё о нём, на два других сценария можно не смотреть, маловероятно, что они реализуются. Но если реализуется даже STEPS, газовому рынку будет непросто.

Но сначала нефть. Если совсем грубо — потребление прогнозируется на плюс-минус текущих уровнях «100 млн б/д» вплоть до 2050 года (102 млн б/д максимум к концу десятилетия, дальше совсем слегка вниз). Это кстати скорее позитив — ведь многие любят писать что к 2050 году нефть особо будет и не нужна. Разбивка по типам добычи — опять же грубо — также примерно на текущих уровнях. Для нас важно , что «сланца» они ожидают в 2050 году только на 10% меньше, чем сейчас. Соответственно и цены также плюс-минус сегодняшние в реальном выражении.

Но главное: газ — они кардинально пересмотрели прогноз роста после событий 2022 года. Если всегда газ рассматривался как переходное топливо с потенциалом роста, то сейчас там если не «флэт», то почти флэт. Цены, соответственно, невысокие.
Яркий пример очень консервативных оценок по газу: к 2030 году прирост спроса (суммарного на газ в мире) ожидается меньше, чем даже строящиеся заводы СПГ (хотя к 2030 году их и добавят ещё некоторое количество).

По углю также прямо отвесное падение во всех сценариях после нынешних максимумов. Соответственно, всё это компенсируется более быстрым ростом ВИЭ, в первую очередь «солнца», которое растёт очень быстро, а старые прогнозы пересматриваются всё время в сторону повышения.

Некоторые картинки прилагаю постом выше.

P.S. Да, прекрасно понимаю, что МЭА отражает «хотелки» импортёров, что идея самосбывающегося прогноза хоть и спорная, но популярная, и что прогноз это только прогноз. И что прогноз по типу «пик угля — в этом году», да и аналогично про пик нефти (особенно в ковид) мы видим много лет. Но заявка на очень скорый пик ископаемых топлив от крупнейшей организации — как минимум повод обратить внимание. Или зафиксировать, для рубрики #вотипосмотрим.

В принципе, для нефти всё выглядит неплохо. Про уголь — слишком пессимистично, но для нас не особо критично.
А вот газ, повторюсь — большой риск для будущих рынков нового российского СПГ в 2035+ годах в больших объёмах (кое-что будет раньше, но далеко не всё, что в планах), если относиться к этому прогнозу серьёзно.
https://iea.blob.core.windows.net/assets/2b0ded44-6a47-495b-96d9-2fac0ac735a8/WorldEnergyOutlook2023.pdf

Хорошую шпаргалку по проектам/заводам СПГ в США подготовил Platts. Там конечно, всего стало так много, что полностью удерживать в голове это всё уже решительно невозможно.

Планов у них громадьё, даже если не всё реализуется, много чего построят к дополнение к строящемся. Это ещё большее давление на рынок газа/СПГ.

Строго говоря, если верить прогнозам МЭА по глобальному спросу на газ (предыдущий пост, вкратце - совсем минимальный рост спроса), то можно уже сидеть и не дёргаться.

Но всё-таки есть шанс на ограниченный газовый век, КНР например удваивает мощности по приёму СПГ со 100 до 200 млн т только за ближайшие 2-3 года не просто так.

Тем не менее, просто не будет. Про «Арктик СПГ 2» помощник госсекретаря уже прямо сказал, что США намерены «задушить» проект. Очевидно, что с остальными новыми проектами будет то же самое, просто пока толком не к чему прикладывать санкции.

На таком фоне с большой вероятностью и о частичном восстановлении экспорта сетевого газа в ЕС можно забыть даже в случае какой-либо нормализации отношений.

Одновременно, Катар начал стремительно доконтрактовывать СПГ со своих строящихся заводов. Напомню, США в обязательном порядке контрактуют почти всё, перед тем как начать строить. Т.е. когда мы со своими СПГ-проектами выйдем на какой-то осмысленный этап, сможем ли мы это всё законтрактовать? А сейчас строить без контрактов уже точно рискованно.

Какие выводы для нас? Разговор долгий, но если в общем: минимум ненужного прожектёрства, максимум трезвого взгляда на вещи. Прилагать усилия там, где это действительно может окупиться.

И, кстати, недавно вышла статья двух уважаемых авторов (скорее из «старой гвардии», но при этом очень трезво смотрящие на происходящие изменения). В деталях можно поспорить, но в целом всячески рекомендуется к прочтению. Про Арктику и Севморпуть, но и не только, там и про энергопереход и много чего интересного. В статье, собственно прямо говорится, что мол, те или иные официальные лица стеснены обстоятельствами, но кто-то же должен сказать о возможных рисках.