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.

Евросоюз всё не может решить, запрещать ли импорт российского СПГ — за последние дни слышал несколько вариантов: "запретить всё", "сохранить импорт только для «Ямал СПГ»", "запретить перевалку с газовозов ледового класса". Понятно, что логистика очень удобная, но казалось бы, что с этого самому Евросоюзу?

Разгадка неготовности Евросоюза расстаться с российским СПГ связана на мой взгляд с тем, что по факту почти весь он уже не столько российский, сколько европейский: значительная часть СПГ с Ямала принадлежит европейским ТНК либо сразу после выхода с завода, либо после перевалки на европейских терминалах или в Мурманске (борт-в-борт). (Об этом рассказал в комментарии для РБК перед выходными).
Смотрите сами. При проектной мощности трёх основных линий «Ямал СПГ» в 16,5 млн т долгосрочные контракты на импорт есть у:
1) испанской Naturgy (2,5 млн т),
2) французской TotalEnergies (4 млн т),
3) а теперь и немецкой SEFE (бывший трейдер «Газпрома») - 2,9 млн т.
Кроме того, часть своих собственных объёмов с «Ямал СПГ» «Новатэк» также продаёт по долгосрочным контрактам компаниям Shell и TotalEnergies. То есть основная часть ямальского СПГ сразу же после выхода с завода или после перевалки с танкеров ледового класса, оказывается в собственности европейских ТНК. И гипотетический отказ от использования этого СПГ в Европе приведёт к потерям на логистике не столько для «Новатэка», сколько для самих европейских же компаний. Следим дальше.

upd: ув.коллега в лс замечает, что газ SEFE не для Европы, т.к у неё есть старые обязательства перед Индией (из-за чего было много скандалов в 2022 году). Это так, но дело в том, что всё равно выгодно эти объёмы сдавать в Европе, а для Индии покупать объёмы в АТР. Всё из-за той же экономии на логистике.

Коллеги что-то зря нагнетают про дефицит некоторых металлов в случае активной электромобилизации. Но на мой взгляд, сейчас уже эти проблемы сильно преувеличены. Смотрите.
Никель, кобальт, марганец — весь потенциальный дефицит здесь отпал после появления и активного распространения литий-железо-фосфатных аккумуляторов, где эти металлы вовсе не нужны. Да, LFP батареи чуть тяжелее, но активно (порядка 50%) используются в электромобилях, оставляя никелевые варианты только для самых топовых моделей.
Да, и сами эти металлы (никель, кобальт) заметно подешевели, кстати, намекая на то, что дефицита в них нет.

Остаётся сам литий. Но здесь, во-первых, дефицит запасов сильно преувеличен в некоторых кругах . Во-вторых, переработки мало ещё и потому, что пока не накопилась критическая концентрация старых аккумуляторов, которые нужно перерабатывать (даже старые аккумы от машин могут ещё поработать в стационарных системах накопления).
И, в-третьих, и главных — уже развиваются варианты натрий-ионных батарей, где натрий заменяется на литий. В самом неблагоприятном (для лития) развитии событий, они могут вытеснить литий даже без его дефицита. Но думаю всё же этого не произойдёт (проблемы там в чём-то похожие на LFP - чуть больший вес аккумулятора), а натриевая история будет пока нишевой, но не позволит вновь уйти ценам на литий в небеса, и точно скомпенсирует возможный дефицит этого металла, даже если он образуется (разумеется, речь идёт про долгосрочные, даже не среднесрочные тенденции).

Тем временем, приближается летний период, когда по СМП могут ходить суда неледового класса, в том числе и в восточном направлении. Вероятно, это будет своеобразный «момент истины» как для проекта «Арктик СПГ 2», так, шире, и для всех российских СПГ-проектов, настоящих и будущих, т. к. в любой момент любой из них может попасть в SDN-лист. Так как на фоне будущего избытка СПГ на рынке это хороший способ удалить с рынка часть предложения (условно говоря, сюжет иранской нефти, но с российским СПГ).

Да, с газовозами будут как-то решать потихоньку, но весь вопрос, кто и с какой скидкой захочет брать СПГ с проектов под SDN. (Тут конечно, много деталей, например, в АСПГ2 есть и китайские компании — акционеры, которые могут взять свою долю, а кто купит СПГ, принадлежащий «Новатэку» - думаю всю разбивку мы тут всяко в ближайшие месяцы-годы и не узнаем).

Наиболее скептически настроенные наблюдатели считают, что основная проблема именно в этом, а не в дефиците газовозов. В любом случае, интересно какой газовоз будет (если будет) использован для целей вывоза СПГ с АСПГ2, и какова его дальнейшая судьба.
Кстати, этой зимой был анонсирован вывоз СПГ из Арктики танкером ледового класса в восточном направлении (условно, демонстрация круглогодичного использования СМП). Но этого так и не произошло. Ранее предполагал, что было бы красиво сделать это для АСПГ2. Возможно так и планировалось, но никто оказался не готов ставить под риск свой танкер ледового класса, используемый для «Ямал СПГ», даже «Совкомфлот». А может ушла актуальность этого только пока красивого хода на фоне прочих проблем и опять же дефицита ледоколов, чтобы эту историю можно было бы хоть как-то масштабировать (ведь с «Ямал СПГ» проводку на восток можно было бы провернуть без санкционных проблем).

Так или иначе, не только вывоз, а именно покупка с «Арктик СПГ2» - тоже интересный вопрос, который, повторюсь, важен для всех будущих проектов. Следим дальше.

И немного орг.вопросов. Канал последнее время веду не так активно. Отчасти это связано с субъективными обстоятельствами (прочие загрузки, да ещё и короткий наш весенне-летний сезон), но есть и объективные причины. Они понятны.
По мере того, как наша вовлечённость в глобальный газовый рынок потихоньку падает, снижается и интерес к теме в целом, к глобальным интересным новостям. Ну и постоянно освещать негатив, что с нашим сетевым газом, что с экспортом СПГ, как-то не хочется. Наверное чуть сгущаю краски, но тенденция такая есть уж точно. Пока кратко, напишу наверное об этом всём попозже отдельный пост.

Как-то незаметно на прошлой неделе прошёл любопытный пресс-релиз «Роснефти»: компания получила 300 кг карбоната лития аккумуляторной чистоты из пластовых вод нефтегазовых месторождений с помощью мобильной установки отечественного производства.

Напомню, что добыча лития из попутных вод нефтегазовых месторождений — популярный тренд в литиевой добыче, но пока здесь во всём мире работают в основном опытные установки по технологиям прямой экстракции лития. Мы здесь идём скорее в ногу со всеми, а не спешно догоняем.

В нашей стране этот подход развивает «Иркутская нефтяная компания», а также «Газпром». Несколько лет назад были планы у «Татнефти», но новостей последнее время не было. Сейчас присоединяется «Роснефть». Для России этот способ добычи лития выглядит перспективным — есть синергия с нефтегазом. При этом, у нас нет солевых озёр с высоким содержанием лития, как в «литиевом треугольнике» в Южной Америке. Планируется добыча из руд в Мурманской области.

Американская Tellurian продала свои добывающие сланцевый газ активы (из сообщения точно непонятно, но похоже всё же часть этих активов).

Напомню, что компания много лет всё готовит и готовит СПГ-проект Driftwood LNG (27 млн т!), и вроде бы бизнес-модель в теории успешная (своя добыча, т. е. нет зависимости от американских цен на газ), но вот дела не ладятся. Инвестрешение до сих пор не принято, а деньги на управление (а также на некоторые предварительные работы на площадке) тратятся, компании всё время приходится идти на всякие ухищрения, чтобы поддерживать себя на плаву. За последние несколько лет крупные трейдеры и ТНК уже заключали долгосрочные контракты на покупку СПГ и разрывали их т. к. проект не мог принять в нужные сроки инвестрешение. Неудивительно, что котировки акций (которые по сути представляют «опцион» на успешную реализацию Driftwood LNG, т. к. приносящий существенный доход операционной деятельности компания не ведёт) упали в разы.

Добавим к этому что у руля Tellurian долгие годы был Шариф Суки («пионер» СПГ-отрасли в США, возглавлял небезизвестную Cheniere Energy (сейчас крупнейший и успешный производитель СПГ в США), потом почему-то оттуда его ушли, занимался Tellurian, а в декабре его уволили и отсюда). История мутная, почему-то Driftwood не взлетает, возможно дело в бизнес-модели на «своём» газе при дефиците этой добычи. Вряд ли здесь разберёшься сходу, раз крупнейшие ТНК встревали в этот проект на несколько лет (уж они то должны были провести какой-то свой due diligence). Но когда много лет тебе говорят «вот-вот», наверное в какой-то момент возникают сомнения, собственно график акций это тоже подтверждает.

Добавлю ещё, что у Tellurian хорошие супер-краткие обзоры СПГ-рынка (можно подписаться или скачать на сайте), вот только злорадствовали они недавно по поводу проблем российского СПГ. Понять их наверное можно, но и мы грустить не будем от очередных сложностей Driftwood LNG.

Сегодня все обсуждают статью FT про «Силу Сибири-2», суть которой сводится к тому, что Китай хочет покупать российский газ очень дёшево (близко к внутренним ценам) и в небольших объёмах. Никак не хочу комментировать эту информацию — это может быть как «инсайд», так и «провокация». Скажу лишь только, что описанные условия — по факту запретительные: разумеется, невыгодно по ценам, но главное, что для прокладки трубы должен быть эффект масштаба (хотя бы 30 млрд кубов, а лучше побольше), а иначе это невыгодно ни нам, ни самому Китаю, которому со своей стороны тоже строить трубу.

В любом случае, после рассуждений на самом высшем уровне во время визита в КНР, что обсуждаются разные варианты маршрута, в том числе Севморпуть (читай — мегамасштабирование арктических СПГ-проектов, при том, что у нас с действующими куча проблем), становится ясно, что проект по факту очень далёк от согласования и реализации.

Соответственно, и вероятность того, что мы увидим здесь прогресс в ближайшее время — минимальна.
При этом, если раньше было консенсусом, что договор по Силе Сибири-2, какой-никакой позитив для «Газпрома», то теперь ситуация поменялась.

На фоне очевидно жёсткой переговорной позиции китайской стороны, если (ну вдруг) договор будет подписан, то это случится мягко говоря не на лучших условиях — и это будет негативом для «Газпрома» (как для компании, аспекты государственные оставляю за скобками).

Собственно, кое-кто уже пишет — мол, как хорошо, что проект срывается. И уж точно не от злорадства, а из соображений того, что намного больше будет толку, если российский газ будет работать дома.

Не стоит забывать, что по «Силе Сибири-2» предполагались немаленькие кап.затраты, и если проект отменится, то вопрос, как будут переигрывать эту инвестпрограмму — просто отменят, ведь и без того кап.затрат хватает (а к тому времени и «нашлёпка» на НДПИ закончится, так что финансам «Газпрома» даже может стать получше в какой-то момент) или переиграют на что-то ещё. Следим дальше.

Биржевые цены на СПГ пошли вверх и в Азии уже приближаются к 12 долларам за млн БТЕ (430 долларов за тыс.кубометров) — очень комфортная цена даже по «старым» меркам. А мы же вроде как ждём избыток на рынке СПГ и низкие цены. Нет ли противоречия?

На самом деле нет. Сработало несколько факторов: помедленней пойдут новую запуски СПГ-заводов в США, крепкая нефть (ведь для части контрактов на поставку СПГ есть нефтяная привязка, это оказывает поддержку ценам), и, конечно, известная жара в Азии, которая вызывает дополнительный спрос на газ/СПГ.

Можно посмотреть ещё с одной стороны. Что ожидал рынок, скажем в начале апреля. Тогда спот-цены были на уровне $8.5+/за млн БТЕ, и примерно столько же, "флэт" (точнее, маааленький рост) закладывала форвардная кривая далее на ближайшие месяцы.
То есть падения от избытка СПГ рынок не предполагал и тогда — возможно в т.ч. из-за упомянутого снижения темпов выхода новых СПГ-заводов. Но и в целом 8+ долларов — комфортная цена после шоков 2022-2023 года и возможностей восстановления спроса.

Сейчас эта кривая при текущих $12 предполагает рост аж до $14 к зиме, однако, опять же все эти цифры условны. Цены на дальнем конце фьючерсной кривой колеблются по ситуации вместе с текущими, и предсказательную силу имеют очень ограниченную.

И небольшое дополнение к предыдущему посту про наблюдение за фьючерсной кривой. Когда в 2022 году цены на газ показывали рекордный взлёт в район 4000 долларов за тыс. кубов, а потом стремительно стали падать, то наверное все слышали неоднократно мнение: ну мол наверное 4000 не будет, но уж 1000-2000 то в среднем зимний период (2022-2023) должны быть. Относился к этим прогнозам скептически — просто смотря на всю ту же фьючерсную кривую, где ничего такого не просматривалось. Так оно и получилось, цены упали скорее в район 500 (см. рисунок, правда это европейские цены в евро за Мвт-ч (чтобы получить ооочень грубо доллары за тыс.кубов можно умножить на 10), но динамика видна в любом случае.

Конечно, можно думать, что ты умнее сотен и тысяч специально обученных трейдеров, которые с помощью специальных программ моделируют баланс спроса и предложения (и, да всё равно ошибаются), а на кону сотни миллионов, а скорее миллиарды долларов. И в какой-то момент можно и угадать. Но статистически думаю, намного надежнее просто довериться этим данным (понимая, что, как писал выше, дальние цены гуляют в зависимости от текущих, и все ошибаются). Плюс конечно на дальнем конце кривой маленькая ликвидность, т. е. основные деньги крутятся в контрактах ближайших месяцев.