Вдогонку к предыдущему материалу — таблица RBNenergy c разбивкой возможных будущих проектов СПГ в США — слева те, кто успели получить разрешение на экспорт, справа — те, кто не успели.

Как видно, список успевших - внушительный, и многие проекты на слуху.
Из интересных представителей списка справа, помимо упомянутого вчера CP2, интересен проект Altamira FLNG в Мексике (т. к. газ американский, то и разрешение на экспорт от Минэнерго США всё равно нужно). Завод должен был быть запущен уже в этом году. Т. к. это плавучий завод, то окончательного инвестрешения в явном виде не было (такая история часто с небольшими плавучими), и всё это строилось одновременно с ожиданием разрешения. Теперь интересно, будут ли его куда-то пытаться перебазировать?

Дней 10 назад в канале обсуждали варианты вывоза СПГ с «Арктик СПГ 2» и коллеги в комментариях справедливо отметили, что из 15 СПГ-танкеров ледового класса от «Ямал СПГ» (которые частично теоретически могут быть перекинуты на вывоз с «Арктик СПГ2») всего один («Кристоф де Маржери») находится в собственности Совкомфлота, остальные же — у иностранных судовладельцев, которые также не захотят связываться с подсанкционным СПГ.

На это возразил, что не удивлюсь, если у какого-то газовоза сменится владелец.
Причём изменение статуса могло произойти как у газовозов для «Ямал СПГ», так и у строящихся на корейских верфях газовозов для «Арткик СПГ 2».

На самом деле «сбагрить» кому-то танкеры для «Арктика» нынешним их иностранным владельцам даже более критично. Газовозы уже почти построены, работать же на них с «Арткик СПГ2» им нельзя из-за санкций, просто продать в рынок — невыгодно, т. к. это тяжёлый танкер ледового класса. Он никому не нужен в мире за свою высокую цену. Да ещё и расход топлива выше.

А вот собственно, сегодняшние новости в Bloomberg:

японская MOL, которая как ожидалось, должна была быть фрахтователем трёх газовозов ледового класса (построенных на корейских верфях) для проекта «Арткик СПГ 2» ищет возможность продать их оператору проекта.

Следим дальше.
https://www.bloomberg.com/news/articles/2024-02-06/us-sanctions-halt-delivery-of-new-vessels-to-russian-lng-plant

Сейчас цена на газ в США (Henry Hub) — 1,9 долл. за млн БТЕ или $68 за тыс. кубов или около 6200 руб. за тыс. кубов по текущему курсу.

Регулируемый оптовый тариф для Ленинградской области — 6105-6218 руб.

Полное равенство. О чём это говорит.

Первое, это конечно, конкуренция СПГ-проектов, точнее тех российских проектов, где газ для сжижения будет из «трубы». Т.е. пока это строящийся «Балтийский СПГ», плюс действующие среднетоннажные на Балтике. В будущем — и «Мурманский», там правда по ценообразованию возможны варианты, зато ещё тянуть доп. трубу на север.

Здесь цены полностью отражают реальность — в обоих случаях (условный Sabine Pass LNG в США и «Балтийский СПГ» в России) привязка именно к указанным выше ценам.

Да, я понимаю, что скорее такие цены в США слишком долго не продержатся. Но американские проекты увы выигрывают у нас по другим параметрам — стоимость строительства завода, а также меньшая стоимость доставки СПГ на азиатские рынки. Поэтому даже если цены на газ в США вновь подрастут, ценовая конкуренция все равно получается жесткой.

Второе. Цены на газ для промышленности. Тут в обоих случаях есть небольшие наценки за доставку, сбыт ит.п., но в целом опять же цены оказываются на сопоставимых уровнях.

Это следует помнить, когда мы вновь услышим, что у нас самый дешёвый в мире газ, а потому повышение цен сверх уровня инфляции неизбежно. Замечу, что пока разговор идёт о прямом сравнении цен, даже без учёта разницы в покупательной способности доллара/рубля, и, главное средних зарплат!
Забавно, что ещё у нас любят рассуждать, что дешёвый газ стимулирует расточительность, снижает энергоэффективность. Но в Штатах на этот счёт особо не напрягаются, или всё же для роста энергоэффективности лучше работают другие механизмы, а не тупо рост цен?

Коллеги в очередной раз спорят на тему, почему «Газпром», такой-сякой, не вкладывался в переработку газа, в производство удобрений, в газохимию и всё-такое.

Наверное меня нельзя назвать большим фанатом стратегии «Газпрома», но вот этот аргумент критики считаю совершенно неуместным.
Просто сравните былые масштабы экспорта газа с объёмом рынка аммиачных удобрений, и будет понятно, что переведи «Газпром» хоть четверть своего газового экспорта на азотные удобрения и метанол, он бы обрушил весь этот глобальный рынок по полной программе.

Про абстрактную газохимию, которой тоже пеняют «Газпрому», вообще молчу — там всё делается из нафты/ШФЛУ в основном. Газ как метан здесь по большому счёту, вообще непричём.

Ну не нужно столько газа, сколько у нас есть добывающих газовых мощностей, в неэнергетических секторах. Да, что-то можно было бы делать, но принципиально это картину не меняет.
При этом, рентабельность газового экспорта была точно лучше, чем скажем метанольная, и скорее всего лучше, чем у удобрений.

Единственный вариант был, чтобы не прийти к той ситуации, к которой мы пришли сейчас — это развивать СПГ. Остальное просто не работает по объёмам. Даже если забыть про рентабельность. Энергетические объёмы можно связать только другими энергетическими. Удобрений столько просто не нужно, сколько есть газа.

Интересная новость прошла перед длинными выходными, и, как мне кажется, осталась недостаточно замеченной: официальная оценка мощности магистрального газопровода до Мурманска выросла до 50 млрд кубометров в год. Правительство РФ распоряжением № 406-р от 21 февраля внесло соответствующие изменения в Схему территориального планирования.

Почему это интересно?
Напомним, что раньше мощность газопровода была запланирована на уровне 40 млрд кубометров: грубо — 10 млрд на газификацию региона и 30 млрд (получалось с запасом) на три линии будущего «Мурманского СПГ».

Зачем могут быть нужны ещё 10 млрд кубометров? Выдвинем смелую гипотезу: для третьей линии «Арктик СПГ 2», которая в таком случае будет реализована уже в Мурманске (напомним, что заводы расположены на основаниях гравитационного типа, а потому могут быть перемещены, главное чтобы глубина дна была подходящая).

Признаться, впервые похожую версию впервые услышал ещё более полугода назад от одного проницательного коллеги. Но тогда воспринял её скептически: дело в том, что газопровод до Мурманска ещё даже не начали строить, а даже умеренно-пессимистичные прогнозы сроков запуска 3й линии «Арктик СПГ 2» тогда говорили о том, что этот запуск будет реализован намного раньше, чем будет достроен газопровод.

Но с тех пор публичная картинка поменялась: стало понятно, что у третьей линии «Арктик СПГ2» проблем больше, и их решение — как раз в сфере электрификации завода СПГ (как и планировался «Мурманский»). Плюс усилились и трудности с транспортировкой СПГ в ледовом окружении.

Если эта гипотеза верна, то стоит ожидать ускорения строительства газопровода, и, что наиболее интересно, торга по тарифам на транспортировку в европейскую часть (если газ будет «Новатэка») или цене реализации газа (если газ будет условно из ЕСГ).

Но, конечно, это только версия. Возможно, увеличение мощности — запас для новых линий по сжижению уже после «Мурманского СПГ». В любом случае, это усиливает будущий мурманский СПГ-кластер, едва ли это запас на газификацию.

Газохимия – не панацея

Спасет ли переработка экономику российской газовой отрасли

Сокращение экспорта неприятно ударило по российской газовой отрасли. Но крупнейшие производители природного газа не торопятся вкладывать деньги в переработку (полимеры, аммиак и удобрения), хотя на этом настаивают многочисленные неравнодушные комментаторы в ТГ.

Почему так происходит, объясняет в авторской колонке независимый эксперт Александр Собко @obkos.

👆Написал колонку по мотивам недавнего поста о том, что переработка газа (условная газохимия) — не панацея от наших проблем после экспортных ограничений.

Мнение не популярное в широких кругах, и далеко не все аспекты удалось поднять в рамках небольшого текста. Но тем не менее.

Ещё раз кратко для любителей «добавленной стоимости» и производства «высокомаржинальных» продуктов вместо продажи сырья (я и сам это полностью поддерживаю, но это «за всё хорошее против всего плохого»):

Производство полимеров — это вообще не про метан.

Если мы говорим про удобрения: газа у нас в разы, на порядок больше, чем может «переварить» рынок удобрений.
И, главное, это рынок с небольшой добавленной стоимостью и очень простыми технологиями (хотя, к сожалению, даже здесь, чтобы технология была энергоэффективной приходилось обращаться к западным лицензиарам).

А что высокомаржинальное, так это продукты средне- и малотоннажной химии (там всё на уровне единиц-десятков, в лучшем случае сотен тысяч тонн). Вот только сырья здесь сильно много не надо, а высокомаржинальное оно из-за патентов/технологий и прочее-прочее. Это и у нас потихоньку делается (тот же «Сибур» за последние годы сделал несколько продуктов), но процесс это сложный, небыстрый. Наличие собственного сырья (и это не газ, а ШФЛУ-нафта) конечно помогает, но принципиальных преимуществ не даёт. Основное здесь за наукой/технологией.

Александр, да, тоже почти уверен, что новый узбекский газохимический комплекс - это СУГи и к импортируемому метану отношения не имеют. Конкретики по проекту нет. Но известно, что это северо-запад страны. Смотрим карту — там в планах полимерный проект, т. е. на базе СУГов. Вот пишешь-пишешь по десять раз, даже неудобно, что для начала нужно различать газохимию метана и СУГов, чтобы не путать их, т. к. и экономика и и прочие обстоятельства для реализации проектов очень разные, и всё равно уважаемые критики из oilfly делают вид, что разницы нет (или действительно не могут разобраться?)
https://yangx.top/OilGasGame/1868
Приношу извинения читателям, что вновь на минутку вынужденно вернулся к этой поднадоевшей теме.

P.S. на самом деле и газохимия из метана даже на импортном газе может работать — особенно если удобрения на внутренний рынок пойдут. Речь-то в тексте была о другом.

Взял паузу в канале, немножечко цейтнот, думаю ещё на пару недель. Но кратко хотел бы отреагировать на цитату по ссылке.
Опять к вопросу предыдущей дискуссии, куда нам нужно прилагать усилия и ресурсы (организационные, людские, финансовые, технические, ведь они не безграничны) по высоким переделам сырья: думаю, в первую очередь в средне/малотоннажку, а не производить 100500 млн т мочевины (карбамида) и потом конкурировать-демпинговать с ней на международных рынках.

Понятно, что это разные сегменты, за них ответственны разные компании, да и инженерно-техническая часть совсем разная. Т.е. в принципе одно другому не мешает. И тем не менее, если выбирать, то выбор очевиден. Тут совсем другой уровень добавленной стоимости и, если можно так выразиться, главное другой уровень качества этой стоимости. Много НИОКРа, а не построить по иностранным (увы) технологиям-оборудованию аммиачный завод и всё. Планы заявлены отличные, но конечно, главное, чтобы не остались только планами.
https://yangx.top/Rupec/12195

Пока по-прежнему "в режиме телеграфа". Для тех, кто уже начинает путаться в американских заводах СПГ (ещё бы!), хорошая шпаргалка из новой презентации Antero Resources.

Написал немного алармисткую колонку по рынку СПГ — от глобальной картины к нашим делам.
Оттолкнулся от свежих долгосрочных прогнозов. Конечно, всегда можно возразить, что прогнозы — вещь на любителя, особенно от того же МЭА, но причины для того, чтобы они реализовались есть и объективные. Кратко об этом сказано в тексте, надеюсь в ближайшее время удастся развить эту тему.

В любом случае, нужно понимать, что речь идёт о чуть ли ни 30-летних перспективах! Именно там мы должны быть уверены, что будет спрос на российский СПГ, учитывая «сдвиг вправо» наших многих проектов (т. е. ещё +5-10 лет к текущим) и дальше 20 лет необходимого гарантированного спроса для окупаемости.

С одной стороны, можно сказать — да мало ли что там будет. С другой — уже сейчас нужно постараться максимально точно спрогнозировать будущее, чтобы не оказаться в ситуации, когда вот наша индустрия наконец-то вышла в 2035 году на заявленные в планах мегаобъёмы СПГ, а с реализацией уже возникают проблемы.
https://itek.ru/analytics/indiya-vmesto-kitaya/

Рубрика «что и требовалось доказать» плюс немного рассуждений на тему. Инфоповод понятен:

НОВАТЭК ДУМАЕТ СОКРАТИТЬ ЧИСЛО ЛИНИЙ СЖИЖЕНИЯ НА АРКТИК СПГ-2 ДО ДВУХ, ИСПОЛЬЗОВАТЬ ЭТУ ПЛАТФОРМУ ДЛЯ МУРМАНСКОГО СПГ — RTRS.

Позволю себе напомнить пост в канале от 26 февраля:
Зачем могут быть нужны ещё 10 млрд кубометров? Выдвинем смелую гипотезу: для третьей линии «Арктик СПГ 2», которая в таком случае будет реализована уже в Мурманске.

Теперь несколько деталей.
Во-первых, о каких 10 млрд кубометров говорилось в том посте? Речь шла о расширении мощности подводящего газопровода к «Мурманскому СПГ» с 40 до 50 млрд.
Но вскоре, в марте, мощность ещё раз переиграли, теперь обратно — к 40 млрд кубометрам.

Т.е. если 3я линия «Арктик СПГ 2» окажется в Мурманске, то значит у «Мурманского СПГ» останется только две линии. Почему так? Причины могут быть разные — возможно на 4 линии уже не хватит лишней сейчас мощности «Кольской АЭС» (тут конечно нужно считать, пока на глазок).

В каком-то смысле «Арктик СПГ 2» и «Мурманский СПГ» стали сообщающимися сосудами)), благо расположение на основаниях гравитационного типа это позволяет.

Есть уже спекуляции, что и 2ую линию "Арктика" поставят в «Мурманск». Но вторая линия АСПГ2 уже в большей степени готовности, чем третья, так что менять что-то в оборудовании поздно. А третью линию АСПГ2 под Мурманск уже можно капитально перекроить. А менять есть что. Знающие люди пишут, что есть отличия из-за того, что в Мурманске будет газ из ЕСГ, а в Арктик СПГ 2 с месторождения, пусть и после подготовки и отделения конденсата. Но главное, не забывайте, что нужно же будет перейти с газовых турбин (АСПГ2) на электромоторы (всё, что в Мурманске) - в этом второй смысл затеи (помимо проблем с газовозами ледового класса).

Ну и не забываем, что на Гыдане у Новатэка остаётся ещё и конденсат после добычи газа под сжижение, а в Мурманске газ из ЕСГ с пока непонятной стоимостью транспортировки (даже если этот будет газ Новатэка, а не Газпрома). Так что побороться за максимум добычи на Гыдане для Новатэка тоже важно.

В общем, вроде немного всё задвигалось — ждём с одной стороны, подвижек по газовозам ледового класса (тут и корейские, и со «Звезды», да и традиционный вывоз нужно обеспечить будет после перевалки).

С другой стороны, точных условий по цене и/или транспортировки газа для «Мурманска» в широком смысле этого слова.

Кстати, когда отдали на днях долю Shell в «Сахалин-2» «Газпрому», а не «Новатэку» (торг, как мы видим, шёл чуть ли не год, причём изначально все думали, что с вероятностью 99% доля достанется Новатэку. А в феврале и условия продажи поменяли, чтобы подходил под них не только «Новатэк», но и «Газпром»), подумал, что здесь мог быть размен.
Возможно, "Сахалин-2" отдали «Газпрому» полностью, а "Новатэк", в свою очередь, не стал возражать в обмен на комфортные условия по использованию газпромовской трубопроводной инфраструктуры для «Мурманского СПГ».

Следим дальше!

Как стало известно РБК, «Газпром» может заплатить «Новатэку» за постройку газопровода Волхов — Мурманск скидкой на транспортировку газа по России (в рамках ЕСГ). Напомним, этот газопровод, предназначенный для подведения газа к «Мурманскому СПГ» будет строить сам «Новатэк», но потом продаст его «Газпрому». И уже из тарифа будет оплачивать транспортировку. Теперь же всё ещё больше запуталось.
Дал небольшой комментарий РБК на эту тему, повторяться не буду, он есть по ссылке. Тем более, подробностей пока немного, поэтому окончательные выводы сложно сделать.
Добавлю же следующее.

Когда в конце прошлого года развернулась дискуссия, связанная с непростым финансовым положением «Газпрома» (сейчас она поутихла, но остаётся актуальной), то основным мотивом её в экспертной среде был следующий:
Да, теперь «Газпром» не может компенсировать часть внутренних затрат экспортом, да нужно поднимать тарифы. Но «в обмен» нужно инициировать реформу отрасли, сделав прозрачней некоторые аспекты, в том числе связанные с тарификацией, в т.ч. с тарификацией транспортировки.
И сейчас, видимо, и наблюдаем эту "прозрачность", когда один тариф по сути оплачивается скидкой на другой. Среди прочего, в принципе здесь может появиться и перекрёстное субсидирование проекта «Мурманский СПГ» (конечно, если рассматривать его интегрально — добыча-транспортровка-сжижение) с внутрироссийским газовым бизнесом («Новатэка»). Это важно, если кому-то в будущем продавать доли в «Мурманском СПГ».
В общем, пока прозрачности в секторе скорее убавилось. Следим дальше.
https://www.rbc.ru/business/10/04/2024/661556509a79472308db757e

Ещё раз хотел бы обсудить некоторые аспекты складывающейся коллизии: когда «век газа» будет коротким и небольшим по объёмам, а «век нефти» (в том смысле, что мы пока не дошли до пика), напротив продлевается на несколько дольший срок, чем он мог бы быть.
Почему это так — отдельный вопрос, здесь зафиксируем это как данность (точнее как прогноз, но вполне вероятный). Скажу лишь, что объяснение «электромобили не так сильно взлетели» - поэтому нужно больше нефти и меньше газа для выработки электроэнергии — это небольшая часть прочих причин. Но тоже фактор.

Итак, если зафиксировать этот прогноз, то какие из этого для нас следствия.

В первую очередь, очевидно, что для нас это плюс. Если несколько лет назад считалось, что «газ» будет расти, а «нефть» снижаться (цены, объёмы — не важно), и Россия вроде бы здесь в хорошем положении с крупнейшими газовыми запасами и в общем-то истощающимися запасами приемлемой по себестоимости добычи нефти, то сейчас ситуация стала почти зеркальной.
Запасы газа оказались в значительной степени запертыми — причём как газопроводы, так и в известном смысле СПГ.
Напротив, экспортировать нефть намного проще. Собственно сравнение динамики котировок нефтяных и газовых компаний говорит сама за себя. А ограничения ОПЕК+ позволяют комфортно себя чувствовать даже в условиях потенциальных сложностей по наращиванию объёмов нефтяной добычи.

Второй любопытный момент. Это привязка цен на СПГ к ценам на нефть. Когда ещё несколько лет назад многие производители СПГ, и в первую очередь Катар, на фоне стремительного развития спотового рынка СПГ, упорно контрактовались с ценовой привязкой к нефти, это выглядело несколько консервативно — мол, вдруг, через 20 лет нефть окажется на совсем низких уровнях или не сможет адекватно из-за снизившейся доли в мировом энергобалансе отражать ситуацию на рынке энергоносителей в целом (да, конечно, в контрактах заложена возможность пересмотра из-за изменившихся условий, и тем не менее). Из сегодняшнего дня пока мы видим, что решение было верным.

И третий момент, связанный с борьбой с выбросами углекислоты. Одна из причин, по которой России был смысл как-то поддерживать инициативы по снижению выбросов (не обсуждаю здесь насколько глобальное потепление реально, т. к. считаю что в любом случае плюсов нам здесь будет больше, чем минусов) – это продвижение газа как переходного топлива с низким уровнем выбросов углекислоты.
Также нужно было также вести учёт/уменьшать выбросы для товаров, которые попадают под трансграничный углеродный налог при торговле с ЕС.
Но сейчас это всё стало неактуально: торговля с ЕС сдулась. Тема газа как переходного топлива тоже не взлетела — не в последнюю очередь потому, что Азия по-прежнему не отказывается от угля. И уголь же, кстати, причина того, что углеродного налога в АТР ещё долго не будет.
На этом фоне, конечно, странно выглядит продолжение и сейчас у нас на официальном уровне инициатив по развитию CCS (хранение и улавливание углекислого газа) — самый малоосмысленный (для нас) сегмент во всём энергопереходе (всё-таки в ВЭС и СЭС есть некоторый толк, а электромобили так вообще хорошая история).

Продолжаем рассуждалки. Иногда меня упрекают за обсуждение долгосрочных прогнозов в сфере энергетики. Мол, всё равно они всё время ошибаются ит.д., ит.п. Считаю всё же, что прогнозы — это лучшее, что у нас есть из прогнозирования, пусть их нужно усреднять, делать скидку на ангажированность в ту или другую сторону ит.д.
Ведь альтернатива — это популярный тезис: «что тут думать — понятно, всё будет расти, человечество развивается, хочет жить лучше, ему нужно больше энергии ит.д.». И с этим не поспоришь, но смотрите.
Вот есть, к примеру, нефтяной сектор. Консенсус состоит в том, что спрос на нефть будет расти в ближайшие годы примерно на 1 млн б/д, т. е. где-то на 1% за год.
Что такое 1%? Это совсем немного, чтобы тот или иной фактор этот рост подкорректировал. Есть ли такие факторы? Да их куча.
Во-первых, электромобили, да их пока немного (точнее уже заметно, просто решает накопленный парк обычных авто). Плюс прочие альтернативные топлива — биоэтанол, газ, когда-то будут водородные, итп. И, конечно СУГи (хотя формально их считают за нефть, о чём ниже).
Плюс прочие факторы — расход бензина у новых машин, просто длительность использования каждой новой машины (каршеринг и такси увеличивают пробег). И много-много чего ещё.
Например, развитие средств индивидуальной мобильности на электроприводе (тех же, извините, самокатов) снижает спрос на нефть — т.к на небольших дистанциях кто-то пользуется вместо авто или такси. В странах АТР (да и у нас в доставке) — это всякие электромотороллеры, которые очевидно заменяют часть транспорта на обычных авто.
Всё это разнообразие факторов по хорошему должно быть зашито в прогноз (да, о вкладе каждого из них можно дискутировать), но едва ли может быть оценено «на глазок».
Это не значит, что роста спроса на нефть не будет, может быть без них бы рост был бы чуть больше чем 1 мб/д за год. Речь о том, что неопределённостей слишком много, чтобы без прогнозов категорично утверждать, что скромный рост 1% в год — это такая вещь, которому ну ничто не угрожает, ведь мир развивается. Продолжение ниже.

Окончание. Начало выше.
В комментариях к недавнему посту подкинули неплохую картинку — о динамике спроса на нефть с разбивкой - «честная нефть» (т. е. основные фракции плюс конденсат) и лёгкие фракции (С2-С4).
И что мы видим. Всё постковидное восстановление было сделано за счёт лёгких фракций(т.н. NGL), а «честная нефть» ещё не вышла на уровень 2018 года! Да, тут можно спорить, что первично курица или яйцо: спрос или предложение (ведь тогда как раз и начались ограничения ОПЕК+), но факт в том, что при плюс-минус текущих ценах дополнительного спроса на «честную» нефть нет (иначе бы цены росли). Наверняка, он появится, если бы котировки оказались на $40, но нам-то это зачем (а многие не смогут при $40 добывать в прибыль).
Т.е. продолжающаяся деятельность ОПЕК+ - это ответ не только на рост сланцевой добычи, но и на стагнацию спроса при удержании заданного ценового коридора.
Картинка очень показательная: есть повод задуматься.
Почему растут только лёгкие фракции?
Cпрос на нефть растёт за счёт нефтехимии, но нефтехимия это во многом именно С2-С4.
Не силён в переработке, но можно предположить и такое (чисто как версию): часть мазута, которая раньше шла в отопление, через крекинг превращается во фракции для транспортного сектора. Плюс транспорт на СУГах тоже может развиваться, ведь они дешевле.
Но факт остаётся фактом — весь рост за счёт лёгких фракций (С2-С4). А этих СУГов у всех, да и у нас, намного больше, чем «честной нефти» (по отношению к спросу). Сюда же кстати относят и этан, которого настолько много, что в США только частично выделяют из газового потока, а остальное тупо жгут вместе с газом.
И, кстати, у С2-С4 заметно меньше плотность, т. е. по весу мы даже не вышли на доковидный уровень. Статистика это подтверждает. Данных за 2023 год пока нет, а по цифрам на 2022 год, 2018 (!) год по-прежнему был пиковый по производству всей нефти (с NGL) по массе, а не по объёму.
Скорее рост "честной" нефти будет, но не всё так просто. Следим дальше!

Почитал интервью В.Потанина («Норникель») в «Интерфаксе», точнее в основном те моменты, которые связаны с аккумуляторными батареями. Конкретики по этой части пока практически никакой, но насколько понимаю, общая схема такая, что завод по переработки медного концентрата переносится в КНР, там создаётся СП, а «в обмен» создаётся аналогичное СП и по аккумуляторной части, причём (это логично) уже с другими компанией/компаниями, т. е. вся сделка сконфигурирована на уровень выше отдельных компаний. Также ещё описываются некоторые прочие плюсы, почему медный завод есть смысл вынести в КНР, но для наших аспектов это не так важно.

Напомню, что у нас сейчас (основное) происходит по аккумуляторам.
1. Есть Колмозёрское месторождение (СП «Росатома» и «Норникеля») по добыче лития, через пару лет начнут добычу.
2. Есть собственно свой никель-кобальт аккумуляторного качества у самого «Норникеля».
3. «Росатом» строит гигафабрику по производству аккумуляторных ячеек в Калининграде (как раз в никелевом варианте ячеек).
Но строит по технологии южнокорейской (принадлежащей «Росатому») компании и компоненты для аккумуляторов, вероятно, как минимум на начальных этапах должны были приходить из Ю.Кореи. Но недавно Республика Корея запрещает экспорт аккумуляторов и их компонентов в Россию. Вероятно, замену этих компонент будут искать в КНР.
4. И тут, собственно и появляется будущее СП «Норникеля» с китайскими партнёрами (в КНР), которое, можно предположить, поначалу будет производить компоненты как раз для российской гигафабрики, с дальнейшей возможностью локализации.
Так картинка с точки зрения локализации (даже будущей) конечно выглядит получше, чем просто импорт сторонних компонент аккумулятора.
Пункт 4, конечно, это пока фантазии и предположения — конкретики мало, но пока всё выглядит так, что связка «Норникеля» с «Росатомом» по батарейной части через это только усилится. Следим дальше.

Вышел большой обзор МЭА по электромобилям. Сходу - картинка продаж с разбивкой по кварталам. Устойчивый рост мы видим каждый год (на этот год МЭА тоже даёт прогноз роста чуть более 20%), но вот по данным выходящим в течение года (особенно в первом квартале) оправданно сравнивать квартал-к-кварталу аналогичного периода прошлого года, а не с предыдущим кварталом. (Одна из причин понятна — отмены субсидий в конце года, в результате, те кто раздумывают над покупкой — чаще покупают электромобиль в конце предыдущего года, а в начале следующего соответственно затишье на рынке. Возможно есть и другие причины). Так или иначе, если в очередной раз мы увидим новости «продажи электромобилей снизились», обращайте внимание на базу сравнения.