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
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.
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.
Сколько СПГ будет произведено у нас в стране по итогам года? В прошлом году это было 33 млн т. В этом — на мой взгляд, на уровне 32 млн т. (точные цифры до десятых разнятся в разной статистике, кроме того, где-то учитывается производство, где-то экспорт, а здесь тоже может быть небольшой лаг за счёт хранения).
Грубый подсчёт для понимания динамики — и на «Ямал СПГ» и на «Сахалине-2» были ремонты, в результате каждый завод недосчитается около 1 млн т СПГ.
В плюс — новый завод «Портовая СПГ» на 1.5 млн т. Но он заработал в сентябре прошлого года. Соответственно, прирост в этом году по сравнению с прошлым — примерно 1 млн т.
Итого 33-1-1+1=32 млн т.
Любопытно, что на «Сахалин-2» уже началось «старение месторождения», т. е. проблемы с сырьевым газом, хотя в следующем году и в ближайшие годы всё равно обещают выйти на показатели 2022 года.
А что нас ждёт в 2024 году? Возврат к норме (32+1+1=34 млн т) действующих заводов.
Плюс первая линия Арктик СПГ-2. 6,6 млн т. Если запуск в январе и сколько то месяцев на раскачку, 3-4 млн т уже вполне может дать. Итого, 37-38 млн т. (Справочно: глобальное производство в 2024 году - 400 с хорошим плюсом). Но тут, конечно, скрещиваем пальцы.
Грубый подсчёт для понимания динамики — и на «Ямал СПГ» и на «Сахалине-2» были ремонты, в результате каждый завод недосчитается около 1 млн т СПГ.
В плюс — новый завод «Портовая СПГ» на 1.5 млн т. Но он заработал в сентябре прошлого года. Соответственно, прирост в этом году по сравнению с прошлым — примерно 1 млн т.
Итого 33-1-1+1=32 млн т.
Любопытно, что на «Сахалин-2» уже началось «старение месторождения», т. е. проблемы с сырьевым газом, хотя в следующем году и в ближайшие годы всё равно обещают выйти на показатели 2022 года.
А что нас ждёт в 2024 году? Возврат к норме (32+1+1=34 млн т) действующих заводов.
Плюс первая линия Арктик СПГ-2. 6,6 млн т. Если запуск в январе и сколько то месяцев на раскачку, 3-4 млн т уже вполне может дать. Итого, 37-38 млн т. (Справочно: глобальное производство в 2024 году - 400 с хорошим плюсом). Но тут, конечно, скрещиваем пальцы.
По поводу недавней статьи колумниста Блумберг Х.Бласа о том, как всё плохо в европейском химпроме. И виной тому дорогой газ. В принципе, всё так и есть, но вот что хотелось бы отметить для чистоты понимания.
1. Газ может быть как сырьём для хим.промышленности, так и источником энергии для неё.
Газ-сырьё — классический пример — производства аммиака. Но последнее время цены на аммиак «ходят» примерно за ценами на газ. Конечно, есть затраты на производство, в каждом конкретном случае нужно считать точнее. Но в целом затраты на дорогое сырьё можно переложить на покупателя конечной продукции.
2. Тот пример, что описывается в колонке блумберг — он про классическую нефтехимию. Где сырьё — нафта (лёгкая нефть), превращается в этилен, который потом превращается в полиэтилен и другие продукты. А газ является источником энергии . Конечно, подорожавший газ увеличивает расходы на процесс пиролиза.
Но суммарно там достаточно сложная экономика. На одной чаше весов — котировки условно полиэтилена или другого продукта. На второй — все аспекты себестоимости — среди которых — стоимость сырья, операционные затраты (в т.ч. на энергию), транспорт, и амортизация оборудования.
Сырьё — нафта (по сути нефть по ценам), как правило дороже этана, наиболее удобного и дешёвого для пиролиза сырья. Но исторически европейские заводы работают на нафте, и эта проблема была всегда, просто дорогой газ лишь добил плохую экономику процесса.
Лишнего и дешевого этана сейчас много в США. С другой стороны, в Европе оборудование самортизировано, а в Штатах новые заводы (понятно, что на операционную себестоимость это не влияет, но равновесная цена на рынке должна учитывать амортизацию новых заводов).
Доставка тоже влияет на цены — поэтому окажется неудивительным, если для внутреннего рынка работать в ЕС удаётся, а для внешних уже неконкурентоспособны.
В общем, деталей здесь много. Но главное, что нафта стала невыгодным сырьём для нефтехимии после появление дешевого этана и развития пиролизов на этане и пропан-бутане.
В любом случае, для США эта ситуация дублирует историю с газом/СПГ. Также как и с СПГ, которого сейчас у США много, и его нужно куда-то пристраивать часто нерыночными методами, у них много и лишнего этана, много нефтехимических производств на его базе. И снижение производства у конкурентов очень кстати.
Но есть и отличие - здесь будут качели — чем больше США производят СПГ, тем ниже глобальные цены на газ, и тем легче европейской нефтехимии (да и прочей промышленности) попробовать восстановиться. Следим дальше.
P.S. Последнее время за нефтегазохимией слежу скорее по касательной, так что уточнения приветствуются.
1. Газ может быть как сырьём для хим.промышленности, так и источником энергии для неё.
Газ-сырьё — классический пример — производства аммиака. Но последнее время цены на аммиак «ходят» примерно за ценами на газ. Конечно, есть затраты на производство, в каждом конкретном случае нужно считать точнее. Но в целом затраты на дорогое сырьё можно переложить на покупателя конечной продукции.
2. Тот пример, что описывается в колонке блумберг — он про классическую нефтехимию. Где сырьё — нафта (лёгкая нефть), превращается в этилен, который потом превращается в полиэтилен и другие продукты. А газ является источником энергии . Конечно, подорожавший газ увеличивает расходы на процесс пиролиза.
Но суммарно там достаточно сложная экономика. На одной чаше весов — котировки условно полиэтилена или другого продукта. На второй — все аспекты себестоимости — среди которых — стоимость сырья, операционные затраты (в т.ч. на энергию), транспорт, и амортизация оборудования.
Сырьё — нафта (по сути нефть по ценам), как правило дороже этана, наиболее удобного и дешёвого для пиролиза сырья. Но исторически европейские заводы работают на нафте, и эта проблема была всегда, просто дорогой газ лишь добил плохую экономику процесса.
Лишнего и дешевого этана сейчас много в США. С другой стороны, в Европе оборудование самортизировано, а в Штатах новые заводы (понятно, что на операционную себестоимость это не влияет, но равновесная цена на рынке должна учитывать амортизацию новых заводов).
Доставка тоже влияет на цены — поэтому окажется неудивительным, если для внутреннего рынка работать в ЕС удаётся, а для внешних уже неконкурентоспособны.
В общем, деталей здесь много. Но главное, что нафта стала невыгодным сырьём для нефтехимии после появление дешевого этана и развития пиролизов на этане и пропан-бутане.
В любом случае, для США эта ситуация дублирует историю с газом/СПГ. Также как и с СПГ, которого сейчас у США много, и его нужно куда-то пристраивать часто нерыночными методами, у них много и лишнего этана, много нефтехимических производств на его базе. И снижение производства у конкурентов очень кстати.
Но есть и отличие - здесь будут качели — чем больше США производят СПГ, тем ниже глобальные цены на газ, и тем легче европейской нефтехимии (да и прочей промышленности) попробовать восстановиться. Следим дальше.
P.S. Последнее время за нефтегазохимией слежу скорее по касательной, так что уточнения приветствуются.
Нефть опять слегка провалилась, как справедливо замечают коллеги, в том числе из-за путаницы в трактовке новых формулировок по сокращению добычи ОПЕК+.
Пусть даже сокращение будет меньше анонсированных (по максимуму было объявлено вообще о 2+ млн б/д), но оно всё-таки будет. И такая реакция в нефти. По некоторым оценкам, реальное сокращение — 0,9 б/д.
Но сказать хочу о другом, хотя наверное не всем это понравится.
Через несколько дней полуформальное объединение ОПЕК+ отмечает своё 7летие.
Все эти годы часто одни и те же люди одновременно:
(1) рассказывают про многолетнее недоинвестирование в нефть, что должно привести к дефициту
(2) при этом переживают об очередном продлении сделки ОПЕК+ по самоограничению добычи
(3) как правило, заодно, говорят о проблемах сланцевой добычи.
Банально: но в основном постоянная, годами, недооценка «сланца» привела к текущей ситуации (ровно как и в газе/СПГ). Справочно: — только с лета добыча нефти в США: +1 б/д — картинка в первом комменте) — кстати примерно на уровень очередного реального сокращения ОПЕК+.
Нарочно немного сгущаю краски, да по каждому пункту есть и здравые аргументы, и даже можно объяснить, если постараться, почему эти пункты не противоречат друг другу. И даже каком-то небольшом смысле, это и самокритика — хотя от скепсиса по сланцам избавился уже лет 10 назад (традиционное спасибо за раннее осознание проблемы — В.Лактюшкину, с которым в тот период у нас вышло несколько совместных материалов по теме). Да, сейчас в сланцах подросла себестоимость, но, судя по динамике, пока добытчиков всё устраивает.
По факту, сейчас у нас 7 лет ОПЕК+, и 9-10 лет суммарному кризису постоянного нависания (и - на дистанции - разумеется роста) сланцевой добычи, на фоне умеренного роста глобального спроса в нефти. Да, на эти годы пришёлся ковид — хорошее объяснение, и тем не менее. Тем более, что ковид затормозил и предложение (те же сланцы временно теряли 4 б/д, и только сейчас, кстати, суммарная добыча США вышла на доковидный уровень) — и из-за упавших цен, и из-за локдаунов.
И даже, если в результате в нефти будет дефицит и «ракета» в ценах (что совсем не факт), тайминг не менее важен.
Колоссальное количество решений, уж точно в нефтегазовой отрасли, а где-то и в целом по стране можно было бы осуществить по другому, если хотя бы в 2014-2015 году осознать, что сланцы — это всерьёз и надолго. Как выглядела картина, если бы ОПЕК+ в какой-то момент бы не собралась или развалилась - лучше вообще не думать.
Выводы на будущее каждый может сделать сам. Для меня главный вывод тот же, что упоминал ранее чуть по другому поводу: главное — это меньше прожектёрства и не выдавать желаемое за действительное.
Пусть даже сокращение будет меньше анонсированных (по максимуму было объявлено вообще о 2+ млн б/д), но оно всё-таки будет. И такая реакция в нефти. По некоторым оценкам, реальное сокращение — 0,9 б/д.
Но сказать хочу о другом, хотя наверное не всем это понравится.
Через несколько дней полуформальное объединение ОПЕК+ отмечает своё 7летие.
Все эти годы часто одни и те же люди одновременно:
(1) рассказывают про многолетнее недоинвестирование в нефть, что должно привести к дефициту
(2) при этом переживают об очередном продлении сделки ОПЕК+ по самоограничению добычи
(3) как правило, заодно, говорят о проблемах сланцевой добычи.
Банально: но в основном постоянная, годами, недооценка «сланца» привела к текущей ситуации (ровно как и в газе/СПГ). Справочно: — только с лета добыча нефти в США: +1 б/д — картинка в первом комменте) — кстати примерно на уровень очередного реального сокращения ОПЕК+.
Нарочно немного сгущаю краски, да по каждому пункту есть и здравые аргументы, и даже можно объяснить, если постараться, почему эти пункты не противоречат друг другу. И даже каком-то небольшом смысле, это и самокритика — хотя от скепсиса по сланцам избавился уже лет 10 назад (традиционное спасибо за раннее осознание проблемы — В.Лактюшкину, с которым в тот период у нас вышло несколько совместных материалов по теме). Да, сейчас в сланцах подросла себестоимость, но, судя по динамике, пока добытчиков всё устраивает.
По факту, сейчас у нас 7 лет ОПЕК+, и 9-10 лет суммарному кризису постоянного нависания (и - на дистанции - разумеется роста) сланцевой добычи, на фоне умеренного роста глобального спроса в нефти. Да, на эти годы пришёлся ковид — хорошее объяснение, и тем не менее. Тем более, что ковид затормозил и предложение (те же сланцы временно теряли 4 б/д, и только сейчас, кстати, суммарная добыча США вышла на доковидный уровень) — и из-за упавших цен, и из-за локдаунов.
И даже, если в результате в нефти будет дефицит и «ракета» в ценах (что совсем не факт), тайминг не менее важен.
Колоссальное количество решений, уж точно в нефтегазовой отрасли, а где-то и в целом по стране можно было бы осуществить по другому, если хотя бы в 2014-2015 году осознать, что сланцы — это всерьёз и надолго. Как выглядела картина, если бы ОПЕК+ в какой-то момент бы не собралась или развалилась - лучше вообще не думать.
Выводы на будущее каждый может сделать сам. Для меня главный вывод тот же, что упоминал ранее чуть по другому поводу: главное — это меньше прожектёрства и не выдавать желаемое за действительное.
«Новатэк» планирует этой зимой запустить тестовые (вероятно) проводки СПГ по Севморпути в восточном направлении. Теперь понятно, откуда шли заявления некоторых оф. лиц о том, что круглогодичное движение по СМП уже совсем скоро. Но значительных объёмов пока здесь бы не ждал. В материале Ъ всё по делу, есть там и мой комментарий. Самое главное из коммента вынесу сюда:
«...тестовые отправки позволят оценить экономику ледокольной проводки, в том числе на практике проверить, возможна ли проводка каравана из нескольких танкеров одним атомным ледоколом, от чего будет критически зависеть конечная цена транспортировки СПГ на восток».
«...тестовые отправки позволят оценить экономику ледокольной проводки, в том числе на практике проверить, возможна ли проводка каравана из нескольких танкеров одним атомным ледоколом, от чего будет критически зависеть конечная цена транспортировки СПГ на восток».
Коммерсантъ
НОВАТЭК рискнет во льдах
«Росатом» может впервые провести СПГ-танкеры по СМП в Азию в январе—апреле
Совсем кратко по поводу новости, что «Новатэк» объявил форс-мажор своим контрагентам по поставкам СПГ с «Арктик СПГ-2». Некоторые коллеги уже успели это интерпретировать, что компания не успевает к январю запустить первую линию АСПГ-2. Может да, а может нет, я не знаю. Но что интересно.
1. Судя из сообщений СМИ (Reuters первоисточник) компания разослала уведомления ещё в прошлом месяце, когда собственно и получила санкции на АСПГ-2. Но действительно почему-то стало известно об этом только сейчас.
2. Санкции — это очевидный форс-мажор, и компания могла просто перестраховаться, т. к. имеет на то все юридические и моральные права.
3. Проблемы, если они возникнут — могут быть и с вывозом — санкции получили и два перегрузочных терминала (Мурманск, Камчатка). Т.е. нужно будет наладить и всё взаимодействие со сторонними газовозами, которые возможно побояться просто подходить к санкционным терминалам. Есть проблемы и с газовозами ледового класса — сколько из шести заказанных под "АСПГ-2 в результате придёт с корейских верфей мы не знаем — может 0, может 3, а может и все 6. На «Звезде» строится 15 — но там всё не быстро, хотя 1ый обещали к марту.
4. Уведомления получили именно покупатели по контрактам самого «Новатэка», а не того СПГ, который будут забирать прочие акционеры АСПГ-2. Эти остальные акционеры (по 10% у двух китайских компаний, 10% у Total, 10% у консорциума японцев) оказались в одной лодке с «Новатэком», и, видимо, будут также страдать с вывозом «своих» объёмов, если проблемы возникнут, испытывая благодарность за санкционный режим.
5. Ну и забавное. Новость даже на оф.сайте Прайм вышла в 15.56, а на самом Reuters видимо ещё раньше. Но «сливать» акции на Мосбирже начали только час спустя, когда по теме отписались популярные околорыночные телеграмм-каналы.
Следим дальше.
upd - ъ публикует заметку ровно с теми же выводами (хорошо что опубликовал пост на 10 минут раньше статьи в коммерсе, а то можно было бы подумать, что прям списано)): сомневается, что проблема в запуске, подозревают перестраховку и риски перевалочных комплексов.
1. Судя из сообщений СМИ (Reuters первоисточник) компания разослала уведомления ещё в прошлом месяце, когда собственно и получила санкции на АСПГ-2. Но действительно почему-то стало известно об этом только сейчас.
2. Санкции — это очевидный форс-мажор, и компания могла просто перестраховаться, т. к. имеет на то все юридические и моральные права.
3. Проблемы, если они возникнут — могут быть и с вывозом — санкции получили и два перегрузочных терминала (Мурманск, Камчатка). Т.е. нужно будет наладить и всё взаимодействие со сторонними газовозами, которые возможно побояться просто подходить к санкционным терминалам. Есть проблемы и с газовозами ледового класса — сколько из шести заказанных под "АСПГ-2 в результате придёт с корейских верфей мы не знаем — может 0, может 3, а может и все 6. На «Звезде» строится 15 — но там всё не быстро, хотя 1ый обещали к марту.
4. Уведомления получили именно покупатели по контрактам самого «Новатэка», а не того СПГ, который будут забирать прочие акционеры АСПГ-2. Эти остальные акционеры (по 10% у двух китайских компаний, 10% у Total, 10% у консорциума японцев) оказались в одной лодке с «Новатэком», и, видимо, будут также страдать с вывозом «своих» объёмов, если проблемы возникнут, испытывая благодарность за санкционный режим.
5. Ну и забавное. Новость даже на оф.сайте Прайм вышла в 15.56, а на самом Reuters видимо ещё раньше. Но «сливать» акции на Мосбирже начали только час спустя, когда по теме отписались популярные околорыночные телеграмм-каналы.
Следим дальше.
upd - ъ публикует заметку ровно с теми же выводами (хорошо что опубликовал пост на 10 минут раньше статьи в коммерсе, а то можно было бы подумать, что прям списано)): сомневается, что проблема в запуске, подозревают перестраховку и риски перевалочных комплексов.
Forwarded from Gas&Money
Рынок СПГ в мире и в России: итоги и скандалы-2023, прогнозы-2024
Независимый аналитик Александр Собко специально для Gas&Money:
Конец года — время подводить итоги и обсуждать планы на будущее. Что интересного уже случилось и ещё произойдёт на рынке СПГ?
Сначала о двух связанных аспектах: о ценах и балансе спроса и предложения. Ожидаемо, 2023 год оказался совсем небогат на новые запуски заводов СПГ — в октябре только начала работу третья линия завода Tangguh LNG в Индонезии мощностью 3,8 млн т в год.
Тем не менее, спотовые цены на СПГ, что в Европе, что в Азии — находятся на уровне всего 400 долларов за тысячу кубометров.
Для Европы это двухлетние минимумы, такие цены наблюдались на рубеже 2021-2022 годов. Да и в «доковидные» годы такой ценой на СПГ в Азии было не удивить (часто видели и дороже), а сейчас у нас, как считается, идёт «газовый кризис». Ещё один индикатор охлажденя рынка — спотовые котировки СПГ сопоставимы с ценами на СПГ с нефтяной ценовой привязкой.
Низкие цены в отсутствие нового предложения могут говорить об одном — спрос слабый. Точная статистика начнёт выходить уже в 2024 году. Но два существенных фактора понятны уже сейчас. Во-первых, это продолжившаяся деиндустриализация Европы, что наряду с прочими мерами экономии уже дало падение спроса на 15-20% от докризисных уровней. И второе — всё-таки скорее слабый спрос со стороны Китая, который несмотря на восстановление по сравнение с «просадкой» 2022 года, так и не смог достигнуть рекордных уровней 2021 года, ниже оценки спроса на СПГ в Китае по месяцам компании Timera Energy.
Подробнее по ссылке: https://gasandmoney.ru/analitika/rynok-spg-v-mire-i-v-rossii-itogi-i-skandaly-2023-prognozy-2024/
Независимый аналитик Александр Собко специально для Gas&Money:
Конец года — время подводить итоги и обсуждать планы на будущее. Что интересного уже случилось и ещё произойдёт на рынке СПГ?
Сначала о двух связанных аспектах: о ценах и балансе спроса и предложения. Ожидаемо, 2023 год оказался совсем небогат на новые запуски заводов СПГ — в октябре только начала работу третья линия завода Tangguh LNG в Индонезии мощностью 3,8 млн т в год.
Тем не менее, спотовые цены на СПГ, что в Европе, что в Азии — находятся на уровне всего 400 долларов за тысячу кубометров.
Для Европы это двухлетние минимумы, такие цены наблюдались на рубеже 2021-2022 годов. Да и в «доковидные» годы такой ценой на СПГ в Азии было не удивить (часто видели и дороже), а сейчас у нас, как считается, идёт «газовый кризис». Ещё один индикатор охлажденя рынка — спотовые котировки СПГ сопоставимы с ценами на СПГ с нефтяной ценовой привязкой.
Низкие цены в отсутствие нового предложения могут говорить об одном — спрос слабый. Точная статистика начнёт выходить уже в 2024 году. Но два существенных фактора понятны уже сейчас. Во-первых, это продолжившаяся деиндустриализация Европы, что наряду с прочими мерами экономии уже дало падение спроса на 15-20% от докризисных уровней. И второе — всё-таки скорее слабый спрос со стороны Китая, который несмотря на восстановление по сравнение с «просадкой» 2022 года, так и не смог достигнуть рекордных уровней 2021 года, ниже оценки спроса на СПГ в Китае по месяцам компании Timera Energy.
Подробнее по ссылке: https://gasandmoney.ru/analitika/rynok-spg-v-mire-i-v-rossii-itogi-i-skandaly-2023-prognozy-2024/
Gas and Money
Рынок СПГ в мире и в России: итоги и скандалы-2023, прогнозы-2024
Что интересного уже случилось и ещё произойдёт на рынке СПГ?
👆Написал кратко об СПГ-итогах года для gas&money (репост выше). Что в выпуске:
1. Цены, балансы и прогнозы — как мы дошли до такой жизни (цены близки к докризисным уровням, а у нас типа «газовый кризис») и что дальше.
2. СПГ в России — что было и что будет. (В этом разделе, правда, дорогая редакция немного добавила от себя (по фактологии всё правильно, но сформулировал был иначе — так что по этой части критика и замечания принимаются не к 100% текста).
3. Скандал года — отказ американской Venture Global продавать СПГ по долгосрочным контрактам импортёрам одновременно с самостоятельной продажей на споте по более высоким ценам. Хотя импортёры грозят исками, есть предположение, что Venture Global в своём праве. Подробности — в тексте.
1. Цены, балансы и прогнозы — как мы дошли до такой жизни (цены близки к докризисным уровням, а у нас типа «газовый кризис») и что дальше.
2. СПГ в России — что было и что будет. (В этом разделе, правда, дорогая редакция немного добавила от себя (по фактологии всё правильно, но сформулировал был иначе — так что по этой части критика и замечания принимаются не к 100% текста).
3. Скандал года — отказ американской Venture Global продавать СПГ по долгосрочным контрактам импортёрам одновременно с самостоятельной продажей на споте по более высоким ценам. Хотя импортёры грозят исками, есть предположение, что Venture Global в своём праве. Подробности — в тексте.
Широко известный в узких кругах Артур Берман выпустил новый пост про сланцевую нефть. Напомню, это американский геолог с самого начала сланцевой революции (т. е. 10-15 лет назад) был большим скептиком сланцевой истории, но потихоньку смирился c тем, что всё оказалось скорее оптимистично.
И вот — новый скептический пост. Методика у автора всегда была примерно одна и та же. Если совсем упрощённо — сравнение стоимости бурения со стоимостью накопленной добычи нефти от одной скважины. Собственно, отчасти на этом его прогнозы и оказались несостоятельными — графики производительности скважины приходится экстраполировать в будущее, и от выбора кривой для аппроксимации зависит очень многое. Грубо говоря, падение сланцевой добычи оказалось не таким резким как могло бы быть, плюс многочисленные технические усовершенствования для новых скважин, которые на начальном этапе предсказать было невозможно.
На последних данных автор вновь предполагает, что теперь то уж точно есть не то, чтобы проблемы, но заметный рост себестоимости.
И оценивает себестоимость в 2023 году уже в 83 доллара, по сравнению с 45-50 долларов в 2018-2021 годах и 60 в 2022. Скачок впечатляет. При этом, в целом, без прежнего «всё пропало», оценки здравые — мол нефти ещё на десятилетия, вот только рентабельность будет уже слегка другой.
Сам я последние годы не разделял нездоровой критики «сланца», но также было понятно, что любое месторождение истощается, и в любом случае sweet spots когда-нибудь всё-равно закончатся (автор также пишет про канибализацию скважинами производительности) — и строго говоря этот момент может настать в любой момент, почему бы и не сейчас.
Но может, это опять wishful thinking автора при аппроксимации кривых добычи.
Так или иначе, последить сейчас за результатами компаний и сектором наверное есть смысл.
Правда, напомню, что в сланцах всё оочень нелинейно. И текущая добыча, и фин.результаты являются сложной суммой многих процессов: текущего бурения, производительности как новых, так и старых скважин, вводов т. н. незаконченных скважин (DUC), цены хеджирования компаниями будущей добычи итд итп.
Но главное — что сами компании хорошо понимают, что у них с новыми скважинами. И если всё не очень при текущих ценах — начнут дальше сокращать бурение (они уже сокращают, но причины могут быть разные, да и при падающем бурении добыча пока растёт — это тоже нормально, здесь высока инерция). Правда, если цены на нефть подрастут, то эту теорию проверить будет сложнее. Но на такие издержки можно пойти ради высоких цен.
https://www.artberman.com/blog/beginning-of-the-end-for-the-permian/
И вот — новый скептический пост. Методика у автора всегда была примерно одна и та же. Если совсем упрощённо — сравнение стоимости бурения со стоимостью накопленной добычи нефти от одной скважины. Собственно, отчасти на этом его прогнозы и оказались несостоятельными — графики производительности скважины приходится экстраполировать в будущее, и от выбора кривой для аппроксимации зависит очень многое. Грубо говоря, падение сланцевой добычи оказалось не таким резким как могло бы быть, плюс многочисленные технические усовершенствования для новых скважин, которые на начальном этапе предсказать было невозможно.
На последних данных автор вновь предполагает, что теперь то уж точно есть не то, чтобы проблемы, но заметный рост себестоимости.
И оценивает себестоимость в 2023 году уже в 83 доллара, по сравнению с 45-50 долларов в 2018-2021 годах и 60 в 2022. Скачок впечатляет. При этом, в целом, без прежнего «всё пропало», оценки здравые — мол нефти ещё на десятилетия, вот только рентабельность будет уже слегка другой.
Сам я последние годы не разделял нездоровой критики «сланца», но также было понятно, что любое месторождение истощается, и в любом случае sweet spots когда-нибудь всё-равно закончатся (автор также пишет про канибализацию скважинами производительности) — и строго говоря этот момент может настать в любой момент, почему бы и не сейчас.
Но может, это опять wishful thinking автора при аппроксимации кривых добычи.
Так или иначе, последить сейчас за результатами компаний и сектором наверное есть смысл.
Правда, напомню, что в сланцах всё оочень нелинейно. И текущая добыча, и фин.результаты являются сложной суммой многих процессов: текущего бурения, производительности как новых, так и старых скважин, вводов т. н. незаконченных скважин (DUC), цены хеджирования компаниями будущей добычи итд итп.
Но главное — что сами компании хорошо понимают, что у них с новыми скважинами. И если всё не очень при текущих ценах — начнут дальше сокращать бурение (они уже сокращают, но причины могут быть разные, да и при падающем бурении добыча пока растёт — это тоже нормально, здесь высока инерция). Правда, если цены на нефть подрастут, то эту теорию проверить будет сложнее. Но на такие издержки можно пойти ради высоких цен.
https://www.artberman.com/blog/beginning-of-the-end-for-the-permian/
Art Berman
Beginning of the End for the Permian | Art Berman
Permian basin and Eagle Ford oil recoveries have both fallen by 30% and Bakken has declined by almost 20%. Those plays accounted for two-thirds of U.S. output in 2023. That means that U.S. production will decline at some time in the relatively near-future.…
Как известно в какой-то момент наступит избыток СПГ на рынке в связи с запуском строящихся заводов. Но сроки вновь сдвигаются. В 2024 году основные объёмы ожидались из США: на рисунке видно, что большой прирост по планам должен был пойти с проекта Golden Pass LNG (СП Катара и Exxona). Но ещё в декабре стало известно, что запускать его начнут только в 2025 году.
Принципиально это ничего не меняет: если все объёмы СПГ вывалятся позже, но массово (к американским добавятся катарские), это даже хуже для цен: спросу всё же нужно время, чтобы подстроиться под новое предложение.
Но для нас есть и плюс. Сохраняющийся дефицит СПГ 2024 года вероятно приведёт к тому, что в Европе:
1) не будет дальнейшего снижения импорта сетевого газа из РФ и
2) не будет запрета на импорт СПГ из России.
А дальше, если геополитика слегка нормализуется, то текущий «статус-кво» сохранится и в будущем, даже при избытке на рынке. Напротив, вероятность того, что какие-то запреты отыграют назад — невелика, особенно при профицитном рынке СПГ.
Принципиально это ничего не меняет: если все объёмы СПГ вывалятся позже, но массово (к американским добавятся катарские), это даже хуже для цен: спросу всё же нужно время, чтобы подстроиться под новое предложение.
Но для нас есть и плюс. Сохраняющийся дефицит СПГ 2024 года вероятно приведёт к тому, что в Европе:
1) не будет дальнейшего снижения импорта сетевого газа из РФ и
2) не будет запрета на импорт СПГ из России.
А дальше, если геополитика слегка нормализуется, то текущий «статус-кво» сохранится и в будущем, даже при избытке на рынке. Напротив, вероятность того, что какие-то запреты отыграют назад — невелика, особенно при профицитном рынке СПГ.
Буквально пара замечаний по теплоснабжению, пока «хайп» немного сошёл. Тут совсем не специалист, просто взгляд наблюдателя, обсуждение приветствуется.
1. Когда несколько лет назад у нас появились общедомовые счётчики на тепло, в течение года сравнивал разницу оплаты тепла «по старому», по метражу, и, на основе данных счётчика. Понятно, что мог выдаться не самый холодный год (но и тёплым он не был), но разница была очень существенная, оплата по метражу была бы выше на 65%. Это тогда очень удивило — как вообще рассчитывается тариф, если от такого, в общем-то независящего от котельной фактора, выручка может изменяться на 65%. К чему это всё? Понятно, что сейчас нас (по хорошему) должны ждать серьезные решения по теплоснабжению, и тарифом, индексированным на инфляцию, возможно и не отделаемся. И наверное это даже справедливо, но тогда нужно всё же чётко понять, за что мы платим.
2. Одновременно, наверное многие заметили, начинается дискуссия о росте тарифов на газ для всех групп потребителей (пафос идеи: неформальное перекрёстное субсидирование со сверхдоходами от европейского экспорта закончилось, так что нужно подтягивать внутренние тарифы). Это отдельная большая тема.
Но в контексте теплоснабжения, это с одной стороны, если будет принято, дополнительно к пункту 1, внесёт ещё и свой вклад и в тарифы на тепло. С другой стороны, ровно также хочется понять, за что мы платим, и видеть всю экономику именного этого сегмента.
3. И, третье. Все эти разговоры, что можно жить при 18 градусах дома как в Европе, ранее популярные среди любителей энергоэффективности, а сейчас и среди сторонников подъёма газовых тарифов (а иначе счета станут совсем неподъёмными), - это конечно, лукавство. Условный Лондон возвращается домой с улицы с 5-10, ну может с нуля градусов по цельсию. (Да и в Великобритании есть известная проблема «энергетической бедности» - повышенная смертность из-за сниженного отопления). Мы же приходим домой с -15 а то и с -25. И просто чтобы нормально отогреться — нужны нормальные температуры. Да и странно стране с крупнейшими в мире запасами иметь такие ориентиры.
1. Когда несколько лет назад у нас появились общедомовые счётчики на тепло, в течение года сравнивал разницу оплаты тепла «по старому», по метражу, и, на основе данных счётчика. Понятно, что мог выдаться не самый холодный год (но и тёплым он не был), но разница была очень существенная, оплата по метражу была бы выше на 65%. Это тогда очень удивило — как вообще рассчитывается тариф, если от такого, в общем-то независящего от котельной фактора, выручка может изменяться на 65%. К чему это всё? Понятно, что сейчас нас (по хорошему) должны ждать серьезные решения по теплоснабжению, и тарифом, индексированным на инфляцию, возможно и не отделаемся. И наверное это даже справедливо, но тогда нужно всё же чётко понять, за что мы платим.
2. Одновременно, наверное многие заметили, начинается дискуссия о росте тарифов на газ для всех групп потребителей (пафос идеи: неформальное перекрёстное субсидирование со сверхдоходами от европейского экспорта закончилось, так что нужно подтягивать внутренние тарифы). Это отдельная большая тема.
Но в контексте теплоснабжения, это с одной стороны, если будет принято, дополнительно к пункту 1, внесёт ещё и свой вклад и в тарифы на тепло. С другой стороны, ровно также хочется понять, за что мы платим, и видеть всю экономику именного этого сегмента.
3. И, третье. Все эти разговоры, что можно жить при 18 градусах дома как в Европе, ранее популярные среди любителей энергоэффективности, а сейчас и среди сторонников подъёма газовых тарифов (а иначе счета станут совсем неподъёмными), - это конечно, лукавство. Условный Лондон возвращается домой с улицы с 5-10, ну может с нуля градусов по цельсию. (Да и в Великобритании есть известная проблема «энергетической бедности» - повышенная смертность из-за сниженного отопления). Мы же приходим домой с -15 а то и с -25. И просто чтобы нормально отогреться — нужны нормальные температуры. Да и странно стране с крупнейшими в мире запасами иметь такие ориентиры.
Forwarded from ИнфоТЭК
Джентльмены меняют правила
Что изменилось после санкций против "Арктик СПГ-2" и какие новые трудности могут появиться у проекта?
В ноябре 2023 года проект "Арктик СПГ 2" попал в так называемый SDN-лист США, подразумевающий запрет американским лицам на взаимодействие с подсанкционной компанией. У прочих компаний, каким-либо образом взаимодействующих с фирмой в SDN-листе, появляется риск вторичных санкций. Неудивительно, что вскоре все участники проекта "Арктик СПГ-2", как сам "Новатэк", так и иностранные партнеры объявили форс-мажоры по проекту. Форс-мажор очевиден, а такая формулировка позволит избежать штрафов в случае задержки или отмены поставок сжиженного природного газа (СПГ) по контрактам. С другой стороны, для иностранных участников объявление форс-мажора может означать и приостановку участия в проекте "Арктик СПГ 2".
О том, что после санкций на "Арктик СПГ 2", российскому сектору СПГ придется развиваться в принципиально новых условиях, читайте в авторской колонке независимого эксперта Александра Собко @obkos.
Что изменилось после санкций против "Арктик СПГ-2" и какие новые трудности могут появиться у проекта?
В ноябре 2023 года проект "Арктик СПГ 2" попал в так называемый SDN-лист США, подразумевающий запрет американским лицам на взаимодействие с подсанкционной компанией. У прочих компаний, каким-либо образом взаимодействующих с фирмой в SDN-листе, появляется риск вторичных санкций. Неудивительно, что вскоре все участники проекта "Арктик СПГ-2", как сам "Новатэк", так и иностранные партнеры объявили форс-мажоры по проекту. Форс-мажор очевиден, а такая формулировка позволит избежать штрафов в случае задержки или отмены поставок сжиженного природного газа (СПГ) по контрактам. С другой стороны, для иностранных участников объявление форс-мажора может означать и приостановку участия в проекте "Арктик СПГ 2".
О том, что после санкций на "Арктик СПГ 2", российскому сектору СПГ придется развиваться в принципиально новых условиях, читайте в авторской колонке независимого эксперта Александра Собко @obkos.
ИнфоТЭК
Джентльмены меняют правила
В ноябре 2023 года проект "Арктик СПГ 2" попал в так называемый SDN-лист США, подразумевающий запрет американским лицам на взаимодействие с подсанкционной компанией. У прочих компаний, каким-либо о...
👆Написал (по ссылке выше) для ИнфоТЭК колонку по влиянию санкций на российский сектор СПГ — и на «Арктик СПГ 2», и на новые проекты в целом.
В частности, обсуждается, почему у китайских партнёров «Арктик СПГ 2» есть шанс получить исключение из санкций для вывоза своего СПГ, и почему новым проектам СПГ в России будет даже сложнее, чем «Артик СПГ 2».
Кстати, в текст это не вошло, но первая линия «Арктик СПГ 2», судя по всему, некоторое время будет работать примерно на половину своей мощности.
В частности, обсуждается, почему у китайских партнёров «Арктик СПГ 2» есть шанс получить исключение из санкций для вывоза своего СПГ, и почему новым проектам СПГ в России будет даже сложнее, чем «Артик СПГ 2».
Кстати, в текст это не вошло, но первая линия «Арктик СПГ 2», судя по всему, некоторое время будет работать примерно на половину своей мощности.
Ув. Сергей Капитонов в своём канале «Об энергетике нескучно» (всячески рекомендую — автор пишет не очень часто, зато строго от себя и в каждой цифре можно быть уверенным) в анализе китайского газового рынка приводит график контрактов на импорт СПГ по странам. А мне вспомнился похожий график из того же обзора SIPA — но с разбивкой по типу китайского импортёра — три компании «большой тройки» и прочие, т. н. независимые компании. Доля независимых резко растёт. А одна из причин проста — в Китае некоторое время назад появился трубопроводный оператор PipeChina, выкупивший у компаний «большой тройки» (CNPC, CNOOC, Sinopec) «личные» трубопроводы. Возможности доступа к трубам выросли.
У нас же задача похожая: создать группу независимых экспортёров, а не импортёров СПГ, за пределами нашей «большой тройки» («Газпром», «Новатэк», «Роснефть»). Пока для этого нет даже безусловного разрешения на экспорт СПГ. Но и вопросы тарифа/доступа к газопроводной инфраструктуре придётся решать. Времени, кстати, не так много.
У нас же задача похожая: создать группу независимых экспортёров, а не импортёров СПГ, за пределами нашей «большой тройки» («Газпром», «Новатэк», «Роснефть»). Пока для этого нет даже безусловного разрешения на экспорт СПГ. Но и вопросы тарифа/доступа к газопроводной инфраструктуре придётся решать. Времени, кстати, не так много.
Небольшая добавка к предыдущему посту. В коментах возникло непонимание, а зачем нам это всё? Краткий ответ - просто смотришь на американский рынок СПГ и всё время думаешь - «на его месте должен был быть я» (с), правда в позитивном контексте.
Длинный ответ попробую изложить на днях. Единственное опасение, о котором тоже всё время думаю — что уже опоздали.
Длинный ответ попробую изложить на днях. Единственное опасение, о котором тоже всё время думаю — что уже опоздали.
Обещанный позавчера текст подлиннее на тему, почему нам было бы полезно перенять китайский опыт в газовом секторе. Напомню, логика развития газового сектора у нас изначально чем-то похожа на ту же китайскую (хоть мы и экспортёр, а КНР импортёр, но важно, чтобы и внутренний рынок работал стабильно) — три нефтегазовые компании, которые слегка конкурировали, при этом сохранялась в значительной степени зарегулированность сектора. Но дальше китайцы стали повышать роль не очень больших газовых компаний "второго эшелона" (ENN – яркий пример), одновременно потихоньку либерализируя рынок, а мы остались в прежней схеме «трёх компаний». И тут, мне кажется, засиделись.
Аспектов здесь много, в том числе касающихся внутреннего рынка, но сосредоточимся традиционно на СПГ. У нас в результате так и не взлетел сектор среднетоннажного СПГ (разумеется, в варианте - блоки для экспортных производств). «Новатэк» сделал свою 4ую среднетоннажную линию на Ямале, но дальше вновь перешёл к своей крупнотоннажной технологии теперь уже для «Мурманского», которая, кстати, до того нигде не будет опробована. Не стал делать блоки из среднетоннажных линий. На это есть свои причины, можно даже догадаться какие. Но факт остаётся фактом — если бы мы взрастили «малые газовые компании», они бы пошли в этот сегмент. Который, кстати, отлично показывает себя в Штатах на экспортных производствах.
Конечно, для этого нужны и регуляторные изменения. Не только разрешение на экспорт СПГ, но и инфраструктурные допуски и тарифы. Здесь яркий пример — проект «Горская СПГ», который закрылся несколько лет назад. Да, существует мнение, что он бы по некоторым причинам и так бы не взлетел (у самого нет мнения на этот счёт), но проблема и в том, что не удалось получить разрешение на экспорт.
Чем СПГ-среднетоннажка была бы хороша? Меньше проблем с импортом оборудования, плюс у КНР развит сектор среднетоннажки для собственных нужд, до 0,3 млн т (а сейчас может и больше) мощности они уже всё делают сами, думаю можно было бы многое купить или перенять опыт. А это неплохой объём для экспортных производств из среднетоннажных блоков.
Любопытно, что сейчас в каком-то смысле «Новатэк» возвращается к этой схеме на будущих крупнотоннажных линиях «Арктик СПГ2», замещая правда не всё, но недостающие мощные газовые турбины «батареями» китайских турбин небольшой мощности. Выведенными к тому же на сушу.
Второе. Меньше рисков санкций — объяснить, почему на маленькую компанию ввели санкции, американским конкурентам намного сложнее. Да много плюсов. И раньше писал, что не понимаю, почему средетоннажку не развивают компании топ-3. Ну не хотят, неинтересно им. Получается, нужны сами компании «средние».
Конечно, главный вопрос — не ушёл ли поезд. И тут дело не в санкциях, а в «пике газа». Скажем прямо, любые регуляторные изменения это минимум пара лет — и то, если прямо завтра все поймут и примут, что старая парадигма газового рынка заканчивается и нужно менять правила игры. Потом нужно чтобы нашлись интересанты, подготовить проекты. Когда же будут сами готовые заводы? Это всё касается и крупнотоннажных проектов, но потенциального выхода «средних» компаний — это касается вдвойне.
(Окончание ниже)
Аспектов здесь много, в том числе касающихся внутреннего рынка, но сосредоточимся традиционно на СПГ. У нас в результате так и не взлетел сектор среднетоннажного СПГ (разумеется, в варианте - блоки для экспортных производств). «Новатэк» сделал свою 4ую среднетоннажную линию на Ямале, но дальше вновь перешёл к своей крупнотоннажной технологии теперь уже для «Мурманского», которая, кстати, до того нигде не будет опробована. Не стал делать блоки из среднетоннажных линий. На это есть свои причины, можно даже догадаться какие. Но факт остаётся фактом — если бы мы взрастили «малые газовые компании», они бы пошли в этот сегмент. Который, кстати, отлично показывает себя в Штатах на экспортных производствах.
Конечно, для этого нужны и регуляторные изменения. Не только разрешение на экспорт СПГ, но и инфраструктурные допуски и тарифы. Здесь яркий пример — проект «Горская СПГ», который закрылся несколько лет назад. Да, существует мнение, что он бы по некоторым причинам и так бы не взлетел (у самого нет мнения на этот счёт), но проблема и в том, что не удалось получить разрешение на экспорт.
Чем СПГ-среднетоннажка была бы хороша? Меньше проблем с импортом оборудования, плюс у КНР развит сектор среднетоннажки для собственных нужд, до 0,3 млн т (а сейчас может и больше) мощности они уже всё делают сами, думаю можно было бы многое купить или перенять опыт. А это неплохой объём для экспортных производств из среднетоннажных блоков.
Любопытно, что сейчас в каком-то смысле «Новатэк» возвращается к этой схеме на будущих крупнотоннажных линиях «Арктик СПГ2», замещая правда не всё, но недостающие мощные газовые турбины «батареями» китайских турбин небольшой мощности. Выведенными к тому же на сушу.
Второе. Меньше рисков санкций — объяснить, почему на маленькую компанию ввели санкции, американским конкурентам намного сложнее. Да много плюсов. И раньше писал, что не понимаю, почему средетоннажку не развивают компании топ-3. Ну не хотят, неинтересно им. Получается, нужны сами компании «средние».
Конечно, главный вопрос — не ушёл ли поезд. И тут дело не в санкциях, а в «пике газа». Скажем прямо, любые регуляторные изменения это минимум пара лет — и то, если прямо завтра все поймут и примут, что старая парадигма газового рынка заканчивается и нужно менять правила игры. Потом нужно чтобы нашлись интересанты, подготовить проекты. Когда же будут сами готовые заводы? Это всё касается и крупнотоннажных проектов, но потенциального выхода «средних» компаний — это касается вдвойне.
(Окончание ниже)