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).
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.
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 первичнокурица 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!
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
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.
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.
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).
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.
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.
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.
Последнее время активно обсуждается простой способ решения финансовых проблем «Газпрома» - поднять цены на газ крепко выше инфляции и для промышленности, и для населения. Пафос понятен - «мы теперь не можем субсидировать внутренний рынок за счёт экспорта» итд итп. К этому тезису есть тоже вопросы, но сейчас не об этом.
В качестве аргумента часто приводятся кратно более высокие цены в других странах. Но с ЕС сравнивать цены даже как-то неприлично, а вот с США вполне оправданно. Огромная собственная добыча и потребление, приличные расстояния. Различий в деталях тоже много правда.
Конечно, при сравнении тут правильно было бы учитывать паритет покупательной способности, хотя бы для внутреннего потребления. Но если разница цен в РФ и США в 4+ раза (для промышленных потребителей в обеих странах), как предполагается на слайде ИЭФ, то, казалось бы, наверное уж немного российские цены можно было бы поднять.
Меня заинтересовала цифра цен для пром. потребителей в США из этого слайда — она выглядит очень высокой: 296 долларов за тыс. кубов в 2023 году! при цене генри хаб в 94 доллара.
Посмотрел статистику EIA – и там получаются совсем другие цифры — 162 доллара (4.59 в куб.футах * 35.3). Разница почти в 2 раза!!
Вот определение industrial в EIA, вполне подходит для наших целей.
Industrial Price
The price of natural gas used for heat, power, or chemical feedstock by manufacturing establishments or those engaged in mining or other mineral extraction as well as consumers in agriculture, forestry, fisheries and construction.
В таком случае разница российских цен для промки с США не в 4, а ближе к 2. И тогда, опять же с учётом ППС, поднимать то цены вроде бы и неправильно.
Надеюсь всё же, что-то не так считаю, (коменты всегда открыты для возражений и обсуждения), и это не манипуляция со статистикой для поддержки тезиса о повышении росс. внутренних цен (например, если загнать в данные по США ещё и commercial price, то средняя цена окажется действительно выше).
В качестве аргумента часто приводятся кратно более высокие цены в других странах. Но с ЕС сравнивать цены даже как-то неприлично, а вот с США вполне оправданно. Огромная собственная добыча и потребление, приличные расстояния. Различий в деталях тоже много правда.
Конечно, при сравнении тут правильно было бы учитывать паритет покупательной способности, хотя бы для внутреннего потребления. Но если разница цен в РФ и США в 4+ раза (для промышленных потребителей в обеих странах), как предполагается на слайде ИЭФ, то, казалось бы, наверное уж немного российские цены можно было бы поднять.
Меня заинтересовала цифра цен для пром. потребителей в США из этого слайда — она выглядит очень высокой: 296 долларов за тыс. кубов в 2023 году! при цене генри хаб в 94 доллара.
Посмотрел статистику EIA – и там получаются совсем другие цифры — 162 доллара (4.59 в куб.футах * 35.3). Разница почти в 2 раза!!
Вот определение industrial в EIA, вполне подходит для наших целей.
Industrial Price
The price of natural gas used for heat, power, or chemical feedstock by manufacturing establishments or those engaged in mining or other mineral extraction as well as consumers in agriculture, forestry, fisheries and construction.
В таком случае разница российских цен для промки с США не в 4, а ближе к 2. И тогда, опять же с учётом ППС, поднимать то цены вроде бы и неправильно.
Надеюсь всё же, что-то не так считаю, (коменты всегда открыты для возражений и обсуждения), и это не манипуляция со статистикой для поддержки тезиса о повышении росс. внутренних цен (например, если загнать в данные по США ещё и commercial price, то средняя цена окажется действительно выше).
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.
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.
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.
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.
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.
Тем временем, появляется странная дискуссия о том (спасибо ув. oilfly за наводку), чем выгодней топить — газом или дровами.
Но постойте, это же не только про деньги.
Газовый котёл и все варианты дровяного или угольного отопления (даже продвинутые «дровяные котлы», о классических печах вообще молчу) — это совершенно разный уровень комфорта.
Кроме того, там где газ — там практически автоматически горячая вода, в других случаях — часто в лучшем случае электронагреватель, а то и «натопить на печи и помыться в тазике». (Кстати информповод к этому обсуждению интересный — хотят сделать скидку на электроэнергию, там где нет газа. Но не думаю, что в лютые морозы этот вариант сработает — только для гор.воды и в межесезонье может быть отопление).
Конечно, всё можно пересчитать на деньги. Но комфорт не менее важен.
И если даже цинично говорить только про экономику — то какой работник эффективнее: который вечером отдохнул, или который топил печь/грел тазики/колол дрова. Вопрос риторический. Интересно, есть ли исследования на этот счёт, думаю экономический эффект был бы вполне осязаем.
Понятно, что кое-где газовая экономика никак не сходится, это другой вопрос, частично решаемый распределённым газом в виде СПГ.
Но постойте, это же не только про деньги.
Газовый котёл и все варианты дровяного или угольного отопления (даже продвинутые «дровяные котлы», о классических печах вообще молчу) — это совершенно разный уровень комфорта.
Кроме того, там где газ — там практически автоматически горячая вода, в других случаях — часто в лучшем случае электронагреватель, а то и «натопить на печи и помыться в тазике». (Кстати информповод к этому обсуждению интересный — хотят сделать скидку на электроэнергию, там где нет газа. Но не думаю, что в лютые морозы этот вариант сработает — только для гор.воды и в межесезонье может быть отопление).
Конечно, всё можно пересчитать на деньги. Но комфорт не менее важен.
И если даже цинично говорить только про экономику — то какой работник эффективнее: который вечером отдохнул, или который топил печь/грел тазики/колол дрова. Вопрос риторический. Интересно, есть ли исследования на этот счёт, думаю экономический эффект был бы вполне осязаем.
Понятно, что кое-где газовая экономика никак не сходится, это другой вопрос, частично решаемый распределённым газом в виде СПГ.
Энергия вокруг нас
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…
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Немного размышлялок про нефть, сланец, ОПЕК+, инфляцию и фондовый рынок.
На днях довелось сделать небольшое сообщение про видение на рынке нефти в инвестиционном сообществе, поэтому немного нетипичный для канала уклон рассуждалки.
На фоне высокой инфляции с неочевидными перспективами в нашей стране, да и за рубежом, популярным мнением является то, что «акции спасают от инфляции», так как бизнес впитывает в себя повышение цен и транслирует на конечного потребителя. Но это общий тезис, а каждый случай индивидуален. И если мы рассматриваем нефтянку, то возьмём базовый актив — нефть.
Конечно, акции не обязательно будут коррелировать с положением дел в базовом активе. Они могут к примеру расти лучше из-за девальвации национальной валюты — в том редком случае, когда она не связана с падением цен на нефть. Но в любом случае цена нефти крайне важна для котировок нефтяных компаний.
Итак, нефть. Инфляция последние годы остаётся высокой даже в США, в долларах. Но у нефти нет явного тренда на рост цен — если не обращать внимания на выбросы в ту или другую сторону, то она ходит в диапазоне условно 60-80 долларов за баррель.
Причина понятна — не до конца рыночное ценообразование на нефть.
Ведь почему при инфляции и рыночном ценообразовании базовый актив растёт в цене — растут издержки, растёт себестоимость.
Но у нас по соглашениям ОПЕК+ котировка поддерживается скорее выше, чем средняя себестоимость сланцевой добычи.
Получается — инфляция растёт, а цены на нефть живут своей жизнью, ведь даже пока умеренный рост инфляции не компенсирует ту ценовую премию которую создал ОПЕК+.
Вероятно, в случае «гиперка» нефть улетит на верх со свистом, но ежегодная исторически высокая, но умеренная инфляция условно на 5% в долларе не даёт устойчивого роста цены на нефть.
Тем не менее, инфляция в США идёт, и были даже пару лет назад сообщения, что стоимость бурения увеличилась даже намного выше цифр официальной инфляции. Отсюда и себестоимость сланцевой добычи должна постепенно расти (тем более, когда исчерпаны возможности снижения себестоимости — рост эффективности буровых и бурение наиболее удачных мест).
Точная себестоимость сланцевой добычи — вопрос неочевидный (точнее, она везде разная, можно лишь оценить равновесную среднюю — но для этого скорее нужен эксперимент на всех нас с отменой соглашения ОПЕК+ и пикированием нефти куда-то в 45 долларов — думаю лучше обойдёмся без таких опытов над собой).
Тем не менее, эта себестоимость вероятно растёт. Об этом косвенно говорит снижение темпов роста добычи в США, комментарии даже о возможном падении в следующем году. Всё это происходит на фоне дорогой нефти.
В этом контексте, недавние решения ОПЕК+ (которые можно трактовать двояко, но скорее — в сторону смягчения ограничений по добычи) можно рассматривать как желание всё же отобрать у сланца часть добычи. В условиях роста себестоимости сланца это можно попытаться сделать даже не сильно роняя цены на нефть. Резервные мощности ОПЕК+ и так велики, и конечно, уже хотелось бы потихоньку начать обратно перетягивать одеяло на себя.
Так или иначе, если возвращаться к тезисам в начале заметки, то по идее нефть с каждым годом всё ближе по своей цене к фундаментальной поддержке на уровне себестоимости наиболее дорогой (но востребованной на рынке) добычи. И в какой-то момент действительно начнёт отыгрывать долларовую инфляцию.
Следим дальше. Замечания традиционно приветствуются.
На днях довелось сделать небольшое сообщение про видение на рынке нефти в инвестиционном сообществе, поэтому немного нетипичный для канала уклон рассуждалки.
На фоне высокой инфляции с неочевидными перспективами в нашей стране, да и за рубежом, популярным мнением является то, что «акции спасают от инфляции», так как бизнес впитывает в себя повышение цен и транслирует на конечного потребителя. Но это общий тезис, а каждый случай индивидуален. И если мы рассматриваем нефтянку, то возьмём базовый актив — нефть.
Конечно, акции не обязательно будут коррелировать с положением дел в базовом активе. Они могут к примеру расти лучше из-за девальвации национальной валюты — в том редком случае, когда она не связана с падением цен на нефть. Но в любом случае цена нефти крайне важна для котировок нефтяных компаний.
Итак, нефть. Инфляция последние годы остаётся высокой даже в США, в долларах. Но у нефти нет явного тренда на рост цен — если не обращать внимания на выбросы в ту или другую сторону, то она ходит в диапазоне условно 60-80 долларов за баррель.
Причина понятна — не до конца рыночное ценообразование на нефть.
Ведь почему при инфляции и рыночном ценообразовании базовый актив растёт в цене — растут издержки, растёт себестоимость.
Но у нас по соглашениям ОПЕК+ котировка поддерживается скорее выше, чем средняя себестоимость сланцевой добычи.
Получается — инфляция растёт, а цены на нефть живут своей жизнью, ведь даже пока умеренный рост инфляции не компенсирует ту ценовую премию которую создал ОПЕК+.
Вероятно, в случае «гиперка» нефть улетит на верх со свистом, но ежегодная исторически высокая, но умеренная инфляция условно на 5% в долларе не даёт устойчивого роста цены на нефть.
Тем не менее, инфляция в США идёт, и были даже пару лет назад сообщения, что стоимость бурения увеличилась даже намного выше цифр официальной инфляции. Отсюда и себестоимость сланцевой добычи должна постепенно расти (тем более, когда исчерпаны возможности снижения себестоимости — рост эффективности буровых и бурение наиболее удачных мест).
Точная себестоимость сланцевой добычи — вопрос неочевидный (точнее, она везде разная, можно лишь оценить равновесную среднюю — но для этого скорее нужен эксперимент на всех нас с отменой соглашения ОПЕК+ и пикированием нефти куда-то в 45 долларов — думаю лучше обойдёмся без таких опытов над собой).
Тем не менее, эта себестоимость вероятно растёт. Об этом косвенно говорит снижение темпов роста добычи в США, комментарии даже о возможном падении в следующем году. Всё это происходит на фоне дорогой нефти.
В этом контексте, недавние решения ОПЕК+ (которые можно трактовать двояко, но скорее — в сторону смягчения ограничений по добычи) можно рассматривать как желание всё же отобрать у сланца часть добычи. В условиях роста себестоимости сланца это можно попытаться сделать даже не сильно роняя цены на нефть. Резервные мощности ОПЕК+ и так велики, и конечно, уже хотелось бы потихоньку начать обратно перетягивать одеяло на себя.
Так или иначе, если возвращаться к тезисам в начале заметки, то по идее нефть с каждым годом всё ближе по своей цене к фундаментальной поддержке на уровне себестоимости наиболее дорогой (но востребованной на рынке) добычи. И в какой-то момент действительно начнёт отыгрывать долларовую инфляцию.
Следим дальше. Замечания традиционно приветствуются.
Интересная картинка из недавнего обзора МЭА World Energy Investment – наиболее объективного, на мой взгляд, материала у этого агентства, т. к. объём инвестиций — это реальность, а не прогнозы. Что мы на ней видим. Инвестиции в добычу нефти и газа восстанавливаются, но любопытно, что теперь традиционные ТНК снижают инвестиции (переключаются на «зелёнку»), а вот ближневосточные компании (и азиатские — но это более ожидаемо), напротив наращивают инвестиции. С учётом большого количества свободных мощностей, ограничиваемых ныне сделкой ОПЕК+, прям очень интересно, почему так происходит.
Тут наверное конспирологи вспомнят истории про то, что якобы этих свободных мощностей намного меньше, чем декларируется (а-ля книга. М.Симмонса «Сумерки в пустыне»). Мы не будем спекулировать на этот счёт, но и забывать об этом тоже нельзя.
Также нужно понимать, что если кто-то прознает, что у тебя мощностей меньше, чем декларируется, то сложнее будем отстаивать свои квоты по ОПЕК+ (Да, изначально, соглашения были от текущих объёмов добычи, но годы соглашения идут и идут, и что у кого с предельно возможными мощностями — сказать не так просто). Это кстати, касается и России.
Конечно, в этих объёмах нет разбивки на нефть и газ. (сам условный завод СПГ в апстриме учитываться не должен, только добыча).
С другой стороны, если у всех на Ближнем Востоке действительно все свободные добычные мощности в наличии, будем рассматривать этот вариант как базовый, и тут ещё наращиваются и наращиваются инвестиции, то значит в будущем это дополнительный навес предложения. Следим дальше.
Тут наверное конспирологи вспомнят истории про то, что якобы этих свободных мощностей намного меньше, чем декларируется (а-ля книга. М.Симмонса «Сумерки в пустыне»). Мы не будем спекулировать на этот счёт, но и забывать об этом тоже нельзя.
Также нужно понимать, что если кто-то прознает, что у тебя мощностей меньше, чем декларируется, то сложнее будем отстаивать свои квоты по ОПЕК+ (Да, изначально, соглашения были от текущих объёмов добычи, но годы соглашения идут и идут, и что у кого с предельно возможными мощностями — сказать не так просто). Это кстати, касается и России.
Конечно, в этих объёмах нет разбивки на нефть и газ. (сам условный завод СПГ в апстриме учитываться не должен, только добыча).
С другой стороны, если у всех на Ближнем Востоке действительно все свободные добычные мощности в наличии, будем рассматривать этот вариант как базовый, и тут ещё наращиваются и наращиваются инвестиции, то значит в будущем это дополнительный навес предложения. Следим дальше.
Forwarded from Технологии против геологии
Уважаемый Александр Собко в своем недавнем интересном посте отметил про цены на нефть, что «котировка поддерживается скорее выше, чем средняя себестоимость сланцевой добычи.
Получается — инфляция растёт, а цены на нефть живут своей жизнью, ведь даже пока умеренный рост инфляции не компенсирует ту ценовую премию которую создал ОПЕК+.»
Я бы хотел подтвердить это умозрительное умозаключение цифрами. Во-первых, на эту проблематику в своем отчете еще в начале 2024 г. указывал Всемирный Банк (ВБ), удивляясь, почему цены на коммодитиз еще на 40% выше, чем среднее за 2015-2019 гг.
Во-вторых, по моим расчетам средняя цена на нефть марки Brent за указанный период составила $74/б в ценах 2024 г., что на $10 ниже средней ожидаемой цены за текущий год. Можно ли списать эту разницу на премию, которая создает ОПЕК+?
Для этого я бы предложил не демонизировать роль ОПЕК+, а взглянуть на среднегодовой баланс мирового рынка нефти, который формируется всеми участниками рынка, а не только ОПЕК. За рассматриваемую пятилетку по данным EIA зафиксирован профицит рынка в размере 0.3 мбс, в то время как в текущем году ожидается дефицит в 0.5 мбс, который сложится, преимущественно, благодаря сокращению добычи ОПЕК+.
Каково воздействие на цену нефти разницы в балансах рынка в 0.8 мбс = 0.3 + 0.5?
Согласно методике ВБ, каждый убранный с рынка 1 мбс повышает цену на 14%. Несложно посчитать, что $74 * (1 + 14% * 0.8) = $82/б. Разницу с ожидаемой ценой в $2 можно списать на геополитическую премию и другие нефундаментальные факторы.
Таким образом, сложно согласиться, что цена на нефть не растет под воздействием инфляции. За рассмотренную пятилетку номинальная цена составила $57/б. Следовательно, переход к текущей цене $84 - $57 = $27 можно разложить на компоненты следующим образом:
- инфляция $17 = $74 - $57
- баланс рынка $8
- геополитика $2.
Хотя расчет верен с точностью до методики и исходных данных, из него видно, что вклад инфляции в рост цены в 2 раза выше, чем фундаментальных факторов. Вместе с тем, если влияние ОПЕК оценивать по объему свободных мощностей, которые оцениваются в 5 мбс, то вклад этой организации в рост цены на нефть, несомненно, будет решающим.
Получается — инфляция растёт, а цены на нефть живут своей жизнью, ведь даже пока умеренный рост инфляции не компенсирует ту ценовую премию которую создал ОПЕК+.»
Я бы хотел подтвердить это умозрительное умозаключение цифрами. Во-первых, на эту проблематику в своем отчете еще в начале 2024 г. указывал Всемирный Банк (ВБ), удивляясь, почему цены на коммодитиз еще на 40% выше, чем среднее за 2015-2019 гг.
Во-вторых, по моим расчетам средняя цена на нефть марки Brent за указанный период составила $74/б в ценах 2024 г., что на $10 ниже средней ожидаемой цены за текущий год. Можно ли списать эту разницу на премию, которая создает ОПЕК+?
Для этого я бы предложил не демонизировать роль ОПЕК+, а взглянуть на среднегодовой баланс мирового рынка нефти, который формируется всеми участниками рынка, а не только ОПЕК. За рассматриваемую пятилетку по данным EIA зафиксирован профицит рынка в размере 0.3 мбс, в то время как в текущем году ожидается дефицит в 0.5 мбс, который сложится, преимущественно, благодаря сокращению добычи ОПЕК+.
Каково воздействие на цену нефти разницы в балансах рынка в 0.8 мбс = 0.3 + 0.5?
Согласно методике ВБ, каждый убранный с рынка 1 мбс повышает цену на 14%. Несложно посчитать, что $74 * (1 + 14% * 0.8) = $82/б. Разницу с ожидаемой ценой в $2 можно списать на геополитическую премию и другие нефундаментальные факторы.
Таким образом, сложно согласиться, что цена на нефть не растет под воздействием инфляции. За рассмотренную пятилетку номинальная цена составила $57/б. Следовательно, переход к текущей цене $84 - $57 = $27 можно разложить на компоненты следующим образом:
- инфляция $17 = $74 - $57
- баланс рынка $8
- геополитика $2.
Хотя расчет верен с точностью до методики и исходных данных, из него видно, что вклад инфляции в рост цены в 2 раза выше, чем фундаментальных факторов. Вместе с тем, если влияние ОПЕК оценивать по объему свободных мощностей, которые оцениваются в 5 мбс, то вклад этой организации в рост цены на нефть, несомненно, будет решающим.
Telegram
Энергия вокруг нас
Немного размышлялок про нефть, сланец, ОПЕК+, инфляцию и фондовый рынок.
На днях довелось сделать небольшое сообщение про видение на рынке нефти в инвестиционном сообществе, поэтому немного нетипичный для канала уклон рассуждалки.
На фоне высокой инфляции…
На днях довелось сделать небольшое сообщение про видение на рынке нефти в инвестиционном сообществе, поэтому немного нетипичный для канала уклон рассуждалки.
На фоне высокой инфляции…
Обычно не выкладываю комментарии для СМИ, но тут за небольшой период накопилось сразу три, все по «Новатэку». Тема уже несколько приелась, так что очень тезисно по схеме: информповод — «комментарий для СМИ» — ссылка — некоторые дополнения уже в канале.
1. Уход китайской Wison (делала модули для АСПГ2) из России
«Вероятно, компания успеет отгрузить заказанные для последней линии модули перед прекращением сотрудничества»
https://www.kommersant.ru/doc/6776043
Что ещё добавим: судя по последним новостям, третья линия АСПГ2 всё-таки будет (т. е. не будет её трансформирования в 1ую линию «Мурманского». И возможно даже в срок.
При этом, что происходит с самым сложным моментом — энергоснабжением и газовыми турбинами — это актуально в разной степени для всех трёх линий, пока непонятно.
2. Первый танкер с «Ямал СПГ» открыл сезон и пошёл на восток по СМП.
«Открытие летней навигации по Северному морскому пути позитивно для «Арктик СПГ 2», Но для отгрузок с «Арктик СПГ 2» в восточном направлении необходимо, чтобы ледовая обстановка позволяла осуществить проводку «обычных» танкеров, неледового класса, поскольку суда ледового класса, задействованные в проекте «Ямал СПГ», официально не участвуют в отгрузках с «Арктик СПГ 2». Если мы увидим, что подобные конвенциональные танкеры вывозят продукцию с «Ямал СПГ» в восточном направлении, пусть даже с ледокольной поддержкой, это повышает вероятность, что похожие отгрузки начнутся и с проекта «Арктик СПГ 2».
https://www.rbc.ru/business/23/06/2024/6677ee4a9a79476358ab8480
Т.е. пока это плановое событие — вывоз с Ямал СПГ газовозом ледового класса летом на восток. Хотя иногда летом ходят и обычные газовозы или низкого ледового класса, но пока ледовая обстановка этого делать не позволяет. Ждём.
Уже появляются конспирологические версии, что почему бы вместе с СПГ с «Ямала» не захватить немного СПГ и с «АрктикСПГ2», мол транспондеры выключили ненадолго и всё. Пока остаюсь в стороне от этих спекуляций, но если окажется, что производительность «Ямал СПГ» (по числу отгрузок) почему-то подросла — то повод задуматься.
3. Санкции ЕС и запрет на перевалку при сохранении импорта.
«В теории» запрет на перевалку приведет к тому, что больше российского СПГ будет оставаться в Европе. Рынок СПГ уже является достаточно гибким, а большинство покупателей СПГ с «Ямал СПГ» — крупные международные трейдеры, которым несложно соответствующим образом перегруппировать поставки из своих портфелей. На практике тут могут возникнут вопросы с обновлением контрактов; возможно, для этих целей в санкциях существует переходный период в девять месяцев. Напомню, что в период высоких цен на газ в 2022 году китайская CNPC осознанно продавала свои объемы с «Ямал СПГ» в Европе по более высоким ценам».
https://www.rbc.ru/business/24/06/2024/667980f89a79471dc1a52d80
Т.е. тут ЕС конечно сделал выводы из того, в какой ситуации он оказался после отказа по различным причинам от большой части трубопроводного газа из России. И под предлогом санкций хочет лишь увеличить российский импорт СПГ, что позволит поддерживать в регионе более низкие цены по сравнению, к примеру с АТР. Также остаётся опция перевалки борт-в-борт в районе о.Кильдин, но вероятно таким способом будут переваливаться объёмы СПГ, производящиеся свыше объёма долгосрочных контрактов, да и для АСПГ2 зимой это будет единственная опция.
Следим дальше.
1. Уход китайской Wison (делала модули для АСПГ2) из России
«Вероятно, компания успеет отгрузить заказанные для последней линии модули перед прекращением сотрудничества»
https://www.kommersant.ru/doc/6776043
Что ещё добавим: судя по последним новостям, третья линия АСПГ2 всё-таки будет (т. е. не будет её трансформирования в 1ую линию «Мурманского». И возможно даже в срок.
При этом, что происходит с самым сложным моментом — энергоснабжением и газовыми турбинами — это актуально в разной степени для всех трёх линий, пока непонятно.
2. Первый танкер с «Ямал СПГ» открыл сезон и пошёл на восток по СМП.
«Открытие летней навигации по Северному морскому пути позитивно для «Арктик СПГ 2», Но для отгрузок с «Арктик СПГ 2» в восточном направлении необходимо, чтобы ледовая обстановка позволяла осуществить проводку «обычных» танкеров, неледового класса, поскольку суда ледового класса, задействованные в проекте «Ямал СПГ», официально не участвуют в отгрузках с «Арктик СПГ 2». Если мы увидим, что подобные конвенциональные танкеры вывозят продукцию с «Ямал СПГ» в восточном направлении, пусть даже с ледокольной поддержкой, это повышает вероятность, что похожие отгрузки начнутся и с проекта «Арктик СПГ 2».
https://www.rbc.ru/business/23/06/2024/6677ee4a9a79476358ab8480
Т.е. пока это плановое событие — вывоз с Ямал СПГ газовозом ледового класса летом на восток. Хотя иногда летом ходят и обычные газовозы или низкого ледового класса, но пока ледовая обстановка этого делать не позволяет. Ждём.
Уже появляются конспирологические версии, что почему бы вместе с СПГ с «Ямала» не захватить немного СПГ и с «АрктикСПГ2», мол транспондеры выключили ненадолго и всё. Пока остаюсь в стороне от этих спекуляций, но если окажется, что производительность «Ямал СПГ» (по числу отгрузок) почему-то подросла — то повод задуматься.
3. Санкции ЕС и запрет на перевалку при сохранении импорта.
«В теории» запрет на перевалку приведет к тому, что больше российского СПГ будет оставаться в Европе. Рынок СПГ уже является достаточно гибким, а большинство покупателей СПГ с «Ямал СПГ» — крупные международные трейдеры, которым несложно соответствующим образом перегруппировать поставки из своих портфелей. На практике тут могут возникнут вопросы с обновлением контрактов; возможно, для этих целей в санкциях существует переходный период в девять месяцев. Напомню, что в период высоких цен на газ в 2022 году китайская CNPC осознанно продавала свои объемы с «Ямал СПГ» в Европе по более высоким ценам».
https://www.rbc.ru/business/24/06/2024/667980f89a79471dc1a52d80
Т.е. тут ЕС конечно сделал выводы из того, в какой ситуации он оказался после отказа по различным причинам от большой части трубопроводного газа из России. И под предлогом санкций хочет лишь увеличить российский импорт СПГ, что позволит поддерживать в регионе более низкие цены по сравнению, к примеру с АТР. Также остаётся опция перевалки борт-в-борт в районе о.Кильдин, но вероятно таким способом будут переваливаться объёмы СПГ, производящиеся свыше объёма долгосрочных контрактов, да и для АСПГ2 зимой это будет единственная опция.
Следим дальше.