Как высокие цены в Европе транслируются в выручку «Газпрома»?

В заголовке не просто так стоит знак вопроса, на эту тему последнее время много спекуляций. Регулярно появляются мнения, что «Газпром» продаёт газ по долгосрочным контрактам, а там, мол, цены ниже.

Но долгосрочные контракты с нефтяной привязкой по сути уже в прошлом. Значит оставшиеся долгосрочные контракты в любом случае с привязкой к спотовым ценам на газ. Возможно усреднённым за какой-то период, но дела это не меняет. Хотя цены в моменте уже 1900, понятно, что никакой производитель на может продать за день месячную норму. В результате, усреднение будет у всех примерно одинаковое.

Существует ли в контракте какая-то скидка в случае высокой спотовой цены? В теории это возможно. Например, в старых контрактах на поставку СПГ коэффициент к цене нефти резко падал после достижения порогового значения по нефти, т.е. было некоторое ограничение цен сверху (снизу, кстати, тоже). В теории, что-то подобное возможно и для европейских контрактов «Газпрома». Но такой сценарий не выглядит наиболее вероятным.

Что на практике, мы пока не знаем. Стремительный переход от «нефтяных» контрактов к спотовой привязке в договорах «Газпрома» прошёл практически у нас на глазах в течение последних пары лет. Каких-либо утечек не было.

Более того, если в ценах контракта есть временной лаг к цене спота, то и текущие цены будут транслироваться в выручку ГП несколько позже. Это важно, если попытаться понять, что происходит, глядя на таможенную статистику.

Ещё один момент. Сейчас появились обсуждения несправедливо низкого НДПИ для «Газпрома», на фоне высоких цен на газ. Ведь расчёт НДПИ основывается на формуле, как будто поставки остаются с нефтяной привязкой. В результате, сам ГП не заинтересован в активном обсуждении этой темы.

Так или иначе, 100%-ного в понимания у меня тоже пока нет, нет его и у некоторых коллег, с которыми удалось пообщаться по этой теме. Базовый вариант — цены всё-таки практически полностью отражают спот с временным лагом. Если у уважаемых друзей и подписчиков есть свои соображения на этот счёт — добро пожаловать в комментарии или в ЛС.

Новые стройки российского СПГ: когда газ далеко от берега

Написал небольшой обзор российских СПГ-новостей.
В этом году начато строительство «Балтийского СПГ» (13 млн т), а пока только проект «Якутский СПГ» (18 млн т) в последний месяц ворвался в информационную повестку.
У них есть общая особенность, отличающая от арктических проектов «Новатэка»: от месторождений до завода нужно построить длинный газопровод.

«Балтийский СПГ» реализуется «Газпромом» в партнёрстве с «Русгаздобычей» и существует в рамках единого комплекса с ГПЗ.
Стоимость добычи здесь отсутствует, но есть цена покупки газа на входе в завод - 4,8 тыс.рублей за тыс.куб.м, примерно $1,8/млн БТЕ. То есть, недорого. В США цены обычно находятся на уровне $3/млн БТЕ, а сейчас — намного выше. Из этого газа будут извлекаться и жирные компоненты.
Инвестиции на СПГ (13 млн т мощности) можно с некоторыми допущениями оценить в $10-11 млрд, что соответствует $770-840 за тонну мощности. Эта цифра оказывается на фоне мировых аналогов.

Итог — здесь относительно дешёвый сырьевой газ, стоимость сжижения средняя по мировым меркам. Но дорогая доставка, если рассматривать целевыми рынки сбыта за пределами Европы.
Правда, здесь следует отметить, что все расходы по транспортировке сырьевого газа до завода ложатся непосредственно на «Газпром».

Для «Якутского СПГ» мы видим полностью интегрированную модель.
Себестоимость добычи не озвучивалась. Но с учётом того, что месторождения газоконсденсатные, можно ожидать низкой себестоимости добычи непосредственно газа, за счёт реализации попутно добываемого конденсата. Судя по анонсированному числу скважин, дебеты ожидаются высокие.
Но далее нужна затратная транспортировка газа до берега и само сжижение.
В сумме весь проект оценивается в 39,2 млрд евро. Половина суммы приходится на добычу и транспортировку до берега. Соответственно, вторая половина — на завод по сжижению.
Суммарная мощность завода - 18 млн т (4 линии по 4,5 млн тонн), что даёт примерно 1250 долларов за тонну мощности. Это достаточно много, хотя завод СПГ планируется плавучий.
Представители компании заявляют, что основываясь на своём опыте, ожидают снижение CAPEX в 2-2,5 раза в сегменте добычи и транспортировки, то есть ко второй половине из 40 млрд евро. Суммарные инвестиции могут снизиться с 40 до 30 млрд евро.

Здесь мы видим другую схему — вероятно дешёвая добыча, но дорогая транспортировка до побережья и не самое дешёвое строительство завода СПГ.
Чем это должно компенсироваться? Близостью к целевым рынкам. В отличие и от арктических проектов с вывозом танкерами ледового класса, не говоря уже о «Балтийском СПГ», где до азиатских рынков долгий путь через Суэцкий канал, здесь азиатские импортёры практически рядом.

И немного о технологиях. «Новатэк» отказывается от проекта «Обский СПГ» в пользу газохимического производства «зелёного» аммиака (Обских ГХК).
Это отражает трудности работы с российским оборудованием при запуске четвёртой, среднетоннажной линии «Ямал СПГ» на российской технологии сжижения и риски масштабирования этой технологии, что предполагалось для «Обского СПГ».
Но это также означает, что развитие российского среднетоннажного сжижения (которое в случае «Обского СПГ» могло бы быть уже почти крупнотоннажным) откладывается.

В любом случае, крупнотоннажные заводы пока будут строиться на иностранных технологиях и как минимум части ключевого оборудования.
Оба крупных строящихся сейчас завода — и «Арктик СПГ 2», и «Балтийский СПГ» будет работать на технологии сжижения Linde.
В области крупнотоннажного СПГ у Linde один референтный работающий завод — это норвежский Snohvit. Соответственно, от успехов, как «Арктик СПГ 2», который будет запущен первым, так и «Балтийского СПГ», будет зависеть очень многое.

В случае же «Якутского СПГ» в рамках pre-FEED предполагается использование технологий американской Air Products, на этих технологиях работает большая часть СПГ в мире.
Подробнее — по ссылке.
https://gasandmoney.ru/tendenczii/novye-strojki-rossijskogo-spg-kogda-gaz-daleko-ot-berega/

Ещё один сегодняшний текст. Написан он был, правда, ещё до публикации Атласа водородных проектов, поэтому тут кратко обо всём сразу.

Совершенно непонятны планы по экспорту «зелёного» водорода, равно как и «жёлтого» (за исключением случаев «лишней» э/э.). У нас и себестоимость ВИЭ выше (в первую очередь из-за цены капитала). Плюс транспортировка.

Собственно, про транспортировку все скромно умалчивают. Хотя наверное это главный водородный вопрос. В этом смысле особенно неоднозначно выглядят водородные проекты с прицелом на экспорт за пределами Единой системы газоснабжения, хотя и её использование пока под вопросом.

Всё же считаю, что водород — это в первую очередь внутренняя история. Для этого она и создаётся в ЕС, а проблемы с транспортировкой лишь подчёркивают это. Насколько она нам нужна внутри страны — отдельный вопрос. И несколько цитат из колонки:

Если Европа действительно ставит во главу угла борьбу с выбросами, то она будет заинтересована закупать максимальные объемы любого водорода, в том числе и "голубого" или "бирюзового", если при их производстве не выделяется или утилизируется углекислый газ. И российский "голубой" или "бирюзовый" водород должен иметь право конкурировать с "зеленым" водородом на рыночных условиях.

Если же исходить из того, что декарбонизация — это лишь способ создания независимой от импорта энергосистемы (а такая версия также рассматривается некоторыми наиболее критично настроенными к зеленой повестке наблюдателями), то Европе окажется выгоднее покупать именно природный газ — до тех пор, пока не хватает "зеленого" водорода собственного производства. Это просто дешевле.

Для России же создание индустрии углеродонейтрального, но производимого из природного газа водорода важно и для собственных нужд — даже если в будущем Европа откажется от таких поставок. Это относительно простой способ перехода на углеродонейтральную энергетику, сохранив ископаемые топлива в основе энергобаланса.

Ведь — вне зависимости от нашего отношения к проблеме изменения климата — пока обстоятельства складываются таким образом, что для сохранения эффективной внешней торговли на показатели углеродных выбросов от производства той или иной продукции российским компаниям придется обращать внимание.
Трудно сказать, что будет в 2060 году, — именно к тому времени в России, кстати, как и в Китае, планируется создание полностью углеродонейтральной экономики. Возможно, тогда проблемы у человечества будут совсем другие. Но пока наша страна готова поддержать общие усилия по снижению выбросов. Нужно лишь решить, как это сделать с минимальным ущербом для собственного развития. Углеродонейтральный водород на основе природного газа — один из таких путей. https://ria.ru/20211018/gaz-1754937336.html

Небольшое интервью для портала Rubaltic. Обсуждаем, почему после даже слов В.Путина цены на газ в Европе упали в два раза, и другие газовые новости:

— Во время совещания с президентом тот же Новак предложил поставить дополнительные объемы газа для торговли через Санкт-Петербургскую биржу, а Путин поддержал его идею. Мало кто обратил на это внимание. Почему именно питерская биржа?

— Это очень правильный вопрос. На самом деле, есть питерская биржа, а есть электронная торговая платформа (ЭТП) «Газпрома», через которую российский газ продается с точкой поставки за рубежом. Это почти биржа. Хотя продавец там всего один — «Газпром».

На Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже продается газ для внутреннего рынка. О чем шла речь на рабочем совещании Путина, до конца не понятно, но детали здесь не очень важны.

Суть мы понимаем: перенести в Россию торговые процедуры, связанные с поставками российского газа. В долгосрочной перспективе это может быть торговля за рубли (прецеденты уже были).

Да и в целом хорошо иметь свой хаб и свою биржу. В Европе к этому стремятся многие страны. Так почему Россия и «Газпром» должны развивать чужие структуры? Хотите больше нашего газа — покупайте его на наших торговых площадках. Намёк был именно такой.

Подробнее по ссылке. https://www.rubaltic.ru/article/ekonomika-i-biznes/20211018-energoekspert-putin-stremitsya-prodavat-gaz-evrope-cherez-rossiyskuyu-birzhu-za-rubli/

Сегодня все обсуждают заметку в Bloomberg, что «Газпром» не даёт дополнительный газ в Европу, ожидая запуска «Северного потока-2», со ссылкой на «источники, близкие к Газпрому и Кремлю». Забавно, что тот же Bloomberg (правда другой коллектив авторов) меньше месяца назад подробно, с цифрами рассказывал, что российские ПХГ оказались сильно истощены, поэтому в первую очередь нужно восстановить запасы.

Сейчас же «Газпром» добывает в сутки заметно больше (для текущего месяца) чем во все предыдущие годы. На уровне объёмов ранней зимы. Да и до рекордных объемов зимней суточной добычи осталось всего 70 млн куб., не так уж много.

И право (если не обязанность) ГП закачивать газ в первую очередь в собственные ПХГ в России, возможно в том числе и для того, чтобы зимой в случае необходимости и возможности, помочь и Европе. Конечно эта комбинация благоволит решению вопроса с СП-2, но даже формально придраться невозможно. Закачка в росс. ПХГ должна завершиться к 1 ноября, тогда будет интересней.

IMO (международная организация по судоходству) представила свои оценки выбросов CO2 от разных судовых топлив. Что здесь важно — представлен т. н. «полный цикл» - и выбросы непосредственно от сгорания (светло-зелёные) и выбросы при производстве топлива (тёмно-зелёные). За счёт этого стандартная картина чуть меняется.

Во-первых, при оценке полных выбросов CO2, никакой разницы между традиционными жидкими топливами и СПГ нет. Для СПГ проблемы связаны с большими выбросами на этапе добычи/производства, а также с утечками метана (у которого много сильнее парниковый эффект, а оценки все — в С02эквиваленте).

Т.е. переход на СПГ и метанол решают вполне реальные проблемы выбросов SOx и NOx, но не дают сколь либо существенного снижения эмиссии углекислого газа.

Во-вторых, «серые» водород и аммиак — очевидно хуже углеводородов, за счёт потерь энергии при конверсии.

В-третьих, разумеется, "голубые-зелёные" аммиак-водород-метанол выглядят неплохо, но и ценник будет соответствующий. Рисунок — platts.

"Газпром" и Украина: минимальные объёмы транзита, реверсы, ситуация с Молдовой

Написал немного по украинским газотранспортным делам. Поставки через Украину находятся на рекордных минимумах. 40 млрд куб.м транзитных обязательств («качай-или-плати») по Украине соответствуют 109,5 млн кубометров в день. Именно столько «Газпром» транспортировал ещё в сентябре, но уже в октябре объём поставок упал до 85-86 млн в сутки. В пересчёте — всего 31 миллиард кубометров в год.

«Газпром» прокачивает меньше гарантированных объёмов, но оплачивает, разумеется, транспортировку всех 40 млрд. Это не запрещено контрактом, по деньгам украинская сторона остаётся при своих. Но здесь наиболее интересный сюжет для наблюдения заключается в том, до каких значений может упасть украинский транзит с сохранением штатного функционирования украинской ГТС.

Ведь долгие годы одним из основных аргументов украинской стороны в пользу необходимости транспортировки больших объёмов газа был именно этот — нужны объёмы для поддержания давления, и так далее. Но сейчас мы видим, что 30 млрд — вполне приемлемый вариант. Напомним, что украинская ГТС одновременно прокачивает и газ собственной добычи, это около 20 млрд куб.м. в год.

Тут также следует напомнить, что у украинской ГТС есть два транзитных направления (хотя отдельно выделенных под транзит газопроводов нет) — западное и южное. После запуска «Турецкого потока» транзит по южному направлению полностью прекратился полностью. И прекращение транзита, а значит и кратное уменьшение объёмов прокачки по южной ветке не привели к проблемам для внутреннего газоснабжения южных регионов Украины.

Конечно, в любом случае поддержание работоспособности всей системы при меньшем объёме увеличивает расходы на каждый кубометр. И поэтому украинская сторона в общем-то справедливо заявляла и заявляет, что тариф должен зависеть от объёмов. Но речь сейчас не об экономике, а о технической возможности.
При этом мы ещё не слышали о шагах по оптимизации работы ГТС в рамках демонтажа дублирующих газопроводов (ведь в каждом мощном коридоре, как правило, проложено несколько параллельных труб), что также в перспективе позволит снизить технически необходимый минимальный объём транзита.

Рядом с вопросом объёмов и маршрутов находится и аспект так называемых реверсных поставок.
Во-первых, это физический реверс газа из Европы, который, вероятно, на практике толком никогда не использовался.
Во-вторых, это вариант, который преимущественно использовался на основном западном коридоре, на украинско-словацкой границе. Когда формально газ пересекает границу и сразу же возвращается обратно.
В-третьих, так называемый виртуальный реверс, когда физически газ отбирался ещё на востоке Украины. Критики считают, что негласно виртуальный реверс использовался и в рамках «официального» второго варианта. Но так это или нет — не важно, ведь всё в это в прошлом. Если изначально использование виртуального реверса было запрещено, то в последние годы украинской стороне их удалось официально закрепить по всем экспортным направлениям.

Вечером 29 октября стало известно, что «Газпром» и «Молодовагаз» продлили на пять лет контракт на поставку газа. Подробности пока неизвестны, но вероятно маршруты поставок, остались прежние. В течение торга по новому контракту, который продолжался последние недели, некоторые наблюдатели высказывали предположение, что рассматривается вариант поставок российского газа в Молдову реверсом Трансбалканского газопровода со стороны Румынии.

Здесь, конечно, сразу появляются вопросы. Во-первых, в любом случае точка входа со стороны Румынии находится на территории Украины, хотя до границы с Молдовой там всего около двадцати километров. Далее газопровод идёт попеременно по территории Украины и Молдовы.
Чуть подробнее плюс полезные гиперссылки — традиционно в тексте. https://ria.ru/20211031/ukraina-1757019160.html

В продолжение к вчерашнему материалу. Сегодня глава оператора ГТС Украины С.Макогон написал в своём фейсбуке, что "Газпром" снизил с 1 ноября объём транзита до 57 млн куб.м в сутки, это эквивалент 20,8 млрд в годовом исчислении. И ничего, всё отлично работает.

Хорошая картинка KAPSARC по темпам восстановления спроса на нефть. Она напоминает, что пока мы ещё не достигли доковидных уровней спроса, а ОПЕК+ лишь наращивает ранее ограниченную добычу. То есть разговоры о недоинвестировании в сектор — они имеют под собой основания, но этого эффекта мы пока не видим. Да, цены высоки, т. к. баррель в баррель балансировать потребление не так просто, плюс видим доп.спрос на нефть из-за межтопливной конкуренции на фоне дорогих газа/угля.

На картинке средние значения по году, хотя восстановление идёт более-менее плавно. Поэтому на 4кв 2021 реальный спрос ожидается 98.7 млн б/д (выше среднего по году), а на 4кв. 2022 — 101,2 млн б/д, т.е больше, чем в доковидном 2019. К тому времени ОПЕК+ восстановит все ограничения, но останется (возможно?) более низкий уровень добычи в США. Тогда и начнётся самое интересное. Хотя считается, что свободные мощности у стран ОПЕК останутся, в т.ч. поэтому кризис недоинвестирования в полной мере может проявить себя ближе к середине десятилетия.

Написал по нефтегазохимическим производствам. Те, кто читали колонки на Рупеке, нового узнают не так много. Тут скорее попытка в сжатой и насколько возможно доступной форме донести текущую повестку до широкого круга читателя. Тем не менее, краткая выжимка.

По предварительным оценкам, в России будет произведёно свыше 7 млн т крупнотоннажных полимеров (без учёта каучуков). После чего в ближайшие 2-3 года объём выпуска меняться не будет. Но уже в районе 2024-2026 годов ожидается новый скачок объёмов производства.
К концу 2023 года должна заработать новая установка пиролиза ЭП-600 на «Нижнекамскнефтехиме» («Сибур»). К 2024 году уже анонсирован и запуск строящегося «Иркутского завода полимеров» («ИНК»), это 650 тыс.т полиэтилена в год. Примерно на тот же период намечен запуск «Амурского ГХК» («Сибур»), мощностью в 2,7 млн т полиэтилена и полипропилена.
Весной 2021 года началось строительство Балтийского ГПЗ («Газпром» и «Русгаздобыча») и ГХК («Русгаздобыча») комплексов в Усть-Луге, здесь будет производиться 3 млн т полиэтилена. Первую продукцию можно ожидать примерно в районе 2025 года. На Нижегородском НПЗ начато строительство производства полипропилена («Лукойл», 500 тыс.т).
К началу второй половины десятилетия мы увидим рост объёмов производства крупнотоннажных полимеров более, чем в два раза.

Новых перспективных проектов также очень много. Среди них ещё один комплекс на «Нижнекамскнефтехиме», и давно обсуждающийся проект «ВНХК» («Роснефть»), новые производства на «Газпром нефтехим Салават» и другие. На рынок эти объёмы (в той части, в которой они будут реализованы) выйдут скорее во второй половине десятилетия.
Но уже сейчас нужно заглядывать дальше: внимание наблюдателей приковано к разработке газовых запасов Ямала, с учётом того, что там достаточно и так называемого «жирного» газа, т. е. содержащего этан.

Впервые СМИ сообщили о нескольких «развилках» по разработке подобных газовых месторождений Ямала ещё весной. Чуть позже стало известно, что окончательное решение ожидается летом, но оно так и не было принято. А в конце октября по проблеме освоения газовых запасов Ямала прошло совещание и с участием В.Путина.
Что же это за развилки? Напомним, что суть всех проектов — выделять из природного газа этан и другие ценные фракции. Первый вариант. Транспортировать по трубам «жирный» газ в климатически благоприятные условия, и там уже его и разделять и производить полимеры. То есть, по сути масштабировать логику проекта «Балтийский ГПЗ/ГХК». Второй вариант: разделять газ на компоненты на Ямале, и вывозить в более климатически и логистически подходящие регионы (например, Дальний Восток) уже сам этан. И там строить заводы по производству полимеров. Наконец, третий вариант. Все процессы, — и разделение компонент, и химию проводить на Ямале.
У каждого из вариантов есть свои плюсы и минусы. В рамках открытой части уже упомянутого совещания В.Путин призвал строить центры по глубокой переработке газа непосредственно в ЯНАО. Но здесь осталось до конца неясно, идёт ли речь только о разделении газа на компоненты или о всём цикле, с производством нефтегазохимической продукции .

Но нефтегазохимия на Ямале — важная, но часть общей картины, где основную роль будет играть газ и его монетизация. Поэтому дискуссии по развитию химических производств связаны и с вариантами газового экспорта. В любом случае, все продукты (будь то этан или полимеры) придётся вывозить в восточном направлении. И здесь вновь становится актуальным вопрос круглогодичной навигации по СМП. А значит, нужна кооперация и с вывозом СПГ.
Возможное решение по круглогодичному экспорту в Азию — это ледокольная проводка каравана из судов — и с СПГ, и одновременно с сжиженным этаном или полимерами. Все варианты — очень непростые и капиталоёмкие. А плюсы дешёвого в добыче сырья компенсируются климатическими и логистическими сложностями. Подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20211123/polimery-1760214383.html

Написал немного по газовым новостям, в основном европейским. Цены в ЕС по-прежнему колеблются в районе отметки в $1000 за тыс. кубов. Котировки примерно на том же уровне, если судить по фьючерсным контрактам, рынок закладывает на весь первый квартал, то есть почти на весь период отопительного сезона в Европе. Но обычно дальние фьючерсы также отражают в первую очередь текущее понимание обстановки. И в большинстве случаев при изменении нынешней конъюнктуры эти цены корректируются в том же направлении, что и цены ближайших поставок.

В последние месяцы «Газпром» последовательно снижал объёмы суммарного бронирования мощностей по двум «чужим» маршрутам — украинскому и польскому. В октябре и ноябре «Газпром» резко снизил объём месячного бронирования, и, соответственно прокачку, по «польскому» маршруту, газопроводу «Ямал-Европа». Заказывалась только треть от общей мощности. А на декабрь вообще отказался от этого предложения.

Но хотя горячие заголовки по типу ««Газпром» оказался бронировать газотранспортные мощности на такой-то месяц» привлекают внимание, это не гарантирует отказ от поставок по маршруту, если в том будет необходимость. Это можно сделать в ежесуточном режиме.
Остаётся ещё один фактор. Цены на суточных аукционах обычно выше, чем при бронировании на месяц. Это хорошо видно по украинскому направлению. Напомним, что базовая ставка тарифа на транспортировку по территории Украины - $32 за тыс. кубометров. Но для дополнительных (сверх «обязательных» сорока миллиардов в год) объёмов тарифы увеличиваются. При бронировании на квартал — с коэффициентом - 1,1, на месяц - 1,2. А за сутки — с коэффициентом 1,45.

То есть, стоимость транзита доп. объёмов по Украине, заказанных за сутки, на $11 выше по сравнению с квартальным бронированием. И при относительно низком уровне цен, скажем, в двести долларов за тысячу кубометров, даже дополнительные $10-15 имеют большое значение. Ведь из этих 200 придётся также заплатить и экспортную пошлину, и НДПИ, и расходы на транспортировку по прочим маршрутам, и амортизацию, и операционные расходы, налоги.
Но, когда цены находятся на значениях много выше, эти $10-15 долларов уже практически не влияют. А по польскому маршруту к тому же и сама транспортировка намного дешевле, чем по Украине. При этом отсутствие месячного бронирования создаёт на рынке дополнительное напряжение и поддерживает цены.

Часто обсуждалась связь ограничения экспорта в ЕС с запуском «Северного потока-2», но может быть настало время посмотреть на ситуацию с другой стороны? Российская компания скорее ведёт себя сейчас как рыночный игрок — просто выполняет свои контрактные обязательства, наслаждается хорошей конъюнктурой и оптимизирует объём поставок таким образом, чтобы получить максимальную прибыль.

В предыдущем материале мы обсуждали, что «Газпром» в конце октября значительно снизил транзит через Украину, тем не менее украинская ГТС спокойно функционирует. После этого на один день, первого ноября, суточные поставки падали ещё ниже — всего 56 млн в сутки (эквивалент 20 млрд куб.м в год!). Словно протестировав возможности ГТС работать на маленьких объёмах транзита, «Газпром» возвращает объём на «стандартные» 109 млн кубометров.

А 12 ноября А.Миллер сообщил, что обязательства «Газпрома» по транзиту через Украину в 2021 году будут перевыполнены. Это могло быть расценено как планы резко нарастить объём транзита через Украину. Хотя по факту объёмы по-прежнему не превышают уровень минимальных контрактных объёмов.
Но глава «Газпрома» не ошибся. Ведь расчёт минимального объёма прокачки проходит в ежесуточном режиме, ровно также рассчитывается и оплата «качай-или-плати». Но были дни, когда «Газпром» превышал «минималку». И так как, «недобор» в одни дни нельзя компенсировать «перебором» в другие, это означает, что контрактные обязательства в любом случае будут перевыполнены.

Подробнее+немного новостей по глобальным рынкам=по ссылке. https://ria.ru/20211127/evropa-1760955555.html

Осознавая все плюсы и минусы, запустил проект на sponsr.ru. Если кто не в курсе, это платный для подписчиков (увы) ресурс, куда тем не менее уже сбежали многие друзья и коллеги. Сделал два уровня — первый с регулярными энергообзорами (думаю, два в неделю), на втором — добавляются чуть менее регулярные, но более сложные тексты.

Совсем принципиально от предыдущей деятельности это едва ли будет отличаться, разве что планирую больше делать уклон на стыке отраслевых новостей и энергетических финансовых рынков. Это не только и не столько дань моде на финансовый сектор. Уверен, что здесь есть синергия в т.ч. и для понимания самого энергорынка. Постоянные читатели наверное время от времени видели намёки на такой подход в записях в соц.сетях. Здесь его хотелось бы расширить.

Пока в наличии первый энергообзор — там обсуждаем «Газпром», рекордные цены на газ, аммиак и углеродные выбросы, и как всё это связано друг с другом.

В рамках текста второго уровня на днях был выложен обзор происходящего на американском газовом рынке, и почему американские газодобытчики и даже производители СПГ толком ничего не выигрывают (и даже проигрывают) от прекрасной конъюнктуры.

Как минимум на ближайшее время, это будет основным видом деятельности. https://sponsr.ru/sobko/

Очередной энергообзор для sponsr оказался полностью посвящён нефтяному рынку. Коллеги просили хотя бы в двух словах поддерживать повестку в открытых постах. Поэтому кратко.

Огромный разброс по прогнозу спросу. Причём в обе стороны — от новых локдаунов из-за омикрона (-3 млн б/д), до роста почти на 5 млн б/д за год — но в это совсем слабо верится. Скорее всего будет что-то среднее, умеренный рост. Через год проверим.

Что со стороны предложения? Пока ОПЕК+ даже ограничивает добычу, поэтому самое интересное начнётся в том случае, если за год будет хороший рост спроса. Тут то и узнаем, какие резервные добычные мощности остались на Ближнем Востоке, как проявит себя недоинвестирование в целом по миру, и что со сланцем. Как обычно, прогнозов не даю, но пишу, за чем следить, на что обращать внимание.
Все подробности — по ссылке, иначе будет нечестно по отношению к подписчикам. https://sponsr.ru/sobko/8541/Obzor_energorynka_2_Neopredelennosti_na_neftyanom_rynke

Время от времени читаю, как мы здорово заживём, когда сделаем внутренний углеродный налог. Мол эти деньги можно будет реинвестировать в экономику, и это даст столько то процентов роста ВВП (см. например https://www.ng.ru/ideas/2021-12-06/7_8319_price.html). Но очевидно, что внутренний налог у нас будет (если будет), в первую очередь для того (если говорить цинично, закрыв глаза на всю важность зелёной повестки и декарбонизации для спасения человечества), чтобы уменьшить на эту сумму трансграничный углеродный налог. При этом, трансграничный налог будет уплачиваться только с экспортных объёмов.

А внутренний — со всего продукта, как экспортной части, так и для внутреннего потребления. Не смотрел, какие накладываются обязательства по использованию собираемых внутренних углеродных налогов (чтобы можно было зачесть в счёт будущего трансграничного), но очевидно они есть, иначе можно «гринвошить» по полной программе. Вероятно, в обязательствах что-то типа инвестирования этих средств в новые зелёные проекты, если ещё не отберут часть в помощь декарбонизации развивающихся стран.

Итого — в случае внутреннего углеродного налога мы сразу же по широкому спектру продуктов получаем рост цен, дополнительную инфляцию, снижение покупательной способности — и с ней все проблемы роста реального ВВП, а то и рецессию. Собираемые деньги реинвестируются в низкорентабельные проекты зелёной энергетики. За счёт чего выгода, может чего-то не понимаю?
Ещё раз отмечу, что речь не о том, хорошо/плохо, нужно/не нужно спасать мир от углекислого газа и так далее. Речь о том, как такая схема может привести к дополнительному росту изначально обеспеченной своей энергией экономики.

Очередной обзор энергорынков для sponsr, кратко тезисы в открытом доступе. Обзор больше нефтяной, так складывается актуальная повестка, надеюсь в дальнейшем больше удастся писать о газе.

1. Тема возможного запрета экспорта нефти из США — почему это событие маловероятно, так как принесёт больше вреда, чем пользы для США. Спойлер: страна остаётся чистым импортёром. Тем не менее, на этих новостях спред между WTI и Brent расширился — что говорит о том, что вероятность запрета всё же ненулевая.
Запрет на экспорт СПГ, кстати, сработал бы намного лучше в плане сдерживания внутренних цен, но это привело бы к колоссальным потерям компаний, вложившихся в заводы СПГ. А потому он ещё менее вероятен.

2. В разных источниках появляются новости, что Россия повысила добычу нефти в ноябре заметно меньше, чем положено по квоте. Что опять поднимает вопрос, на какой уровень добычи мы выйдем после снятия всех ограничений в рамках сделки ОПЕК+

3. Совсем кратко по газу, по ценам и новостям. В США цены снизились до 140 долларов за тыс. кубов на тёплой погоде. В Европе — выросли до 1250 на проблемах с добычей в Норвегии. Разброс почти 10x впечатляет, конечно.
https://sponsr.ru/sobko/8623/Obzor_energorynkov_3

Осознанно в первых обзорах на sponsr несколько избегал темы СПГ, т. к. она для меня во многом основная, работать с ней проще всего, поэтому хотелось начать с чего-то другого. Но интересные новости поступают, неправильно было бы игнорировать.
Как обычно, краткая выжимка в открытом доступе.

1. Американский СПГ. По мощностям сравнялись с Катаром и Австралией, а в следующем году обгонят всех и будут иметь мощностей на 106 млн тонн (для сравнения, 360 млн — глобальный спрос в прошлом году). Новых планов громадьё, и, что важно, они учитываются в долгосрочных прогнозах. Только вот о новых заводах мы слышим больше двух лет, а инвестрешений не принимается. Причины:
- опасения роста внутренних цен на газ на фоне снижения глобальных
- внутреннее давление по ограничению экспорта (маловероятно, но тем не менее)
- зелёная повестка — от улавливания углекислоты (что удорожает проекты) до потенциальных рисков штрафов за утечки метана при гидроразрыве пласта.

2. Цена реализации «Газпрома» по данным ФТС в октябре опять выросла — следует за биржевой ценой с лагом, а вот российский СПГ намного дешевле — вот что значит преобладание нефтяной привязки в СПГ по сравнению с биржевой ценой в контрактах на сетевой газ.

«Ямал СПГ» платит дивиденды — новость наделала немного шуму, но это внутренняя история, без биржевой составляющей. Акционеры — только «Новатэк» и другие участники проекта. Тем не менее, есть причины понаблюдать.
Подробнее обо всём в тексте. https://sponsr.ru/sobko/8813/Energeticheskii_obzor_4_Novosti_gazovyh_rynkov

Очередной обзор для sponsr. Потихоньку вырисовывается формат. Сначала немного простой, но интересной текучки + 1-2 более долгоиграющих сюжета «в фокусе». Сегодня в фокусе американский сланец. Анонсы в открытом доступе.

По газу — EQT, крупнейший сланцевый газодобытчик США объявил о планах по байбеку, погашения долга и возобновлению дивидендов (2.5% дивдоходности). Но нам интересна традиционно не фондовая часть, а то, что такие заявления говорят в пользу того, что компания видит долгосрочно устойчивым свой бизнес при цене газа в $3/млн БТЕ. Но планы это только планы, будем следить.

По нефти — на Permian ожидается новый рекорд добычи (выше доковидных максимумов), это при том, что число буровых и суммарный объём добычи в США восстановились только на половину от ковидного провала. Т.е. сейчас все усилия сконцентрированы именно на Пермском бассейне. Плюс к тому бурят только лучшие места, а также активно тратят DUC (незаконченные гидроразрывом скважины, которые до этого потихоньку «копились» более пяти лет). Что будет, когда эти резервы исчерпаются — посмотрим.
Картинки, гиперссылки, подробности — по ссылке. https://sponsr.ru/sobko/8899/Energeticheskii_obzor_5_V_fokuse__slancevyi_neftegaz

Немного слегка замороченных рассуждений о декарбонизационных неэффективностях.

Дано — водородная энергетика, где транспортировка (экспорт) на большие расстояния «голубого» или «зелёного» водорода очевидно в ряде случаев будет осуществляться с помощью аммиака, и вероятно, иногда и с последующим обратным превращением в водород. На этих стадиях — потери энергии.
Одновременно существуют и будут расти традиционные (из газа без улавливания со2) производства аммиака и азотных удобрений.

Но с точки зрения минимизации выбросов углекислоты на первом этапе (пока объёмы производства небольшие) нужно все производства «зелёного-голубого» водорода, где запланирована длительная транспортировка пускать на производство аммиака и, главное, дальше - в сектор удобрений, сокращая таким образом объём традиционных производств аммиака (с выбросами углекислоты).

Тогда мы все потери от конверсии водорода в аммиак пустим на «доброе дело». Но в таком случае из-за того, что в импортирующей водород/аммиак системе будет меньше водорода - медленней будут выстраиваться технологические цепочки будущей водородной/аммиачной энергетики. Пока всё выглядит так, что в приоритете второй путь, хотя, к примеру, у Yara есть и проект по зелёному аммиаку на «ветряках» для удобрений. Но там и экспорта не ожидается.

Т.е. на простом и близком нам примере — эффективней всего будущий голубой аммиак с «Обского ГХК» пускать дальше на удобрения, а не, скажем, превращать в водород или использовать непосредственно как топливо.

Тем не менее, из вчерашнего пресс-релиза "Новатэка" по поставкам в Германию аммиака с будущего "Обского ГХК", как минимум часть аммиака планируется "возвращать" в водород:
"Импортируемый низкоуглеродный аммиак будет использоваться в качестве носителя водорода, для чего преобразовываться в газообразный водород и направляться в планируемую водородопроводную сеть Германии, а также поставляться в неизменном виде как экологически чистое сырье и как топливо."

«Газпром» планирует приобрести 50% в «Балтийском газохимическом комплексе» (БХК), ФАС одобрила соответствующее ходатайство. Пока реализация/строительство БХК находится на начальном этапе. Напомним, что совсем упрощённо схема следующая.

Жирный (этансодержащий) газ из выделенной трубы «Газпрома» будет поступать на строящийся комплекс «ГПЗ + СПГ» (газопереработка= выделение этана, плюс сжижение части оставшегося метана=СПГ на экспорт). Этот комплекс «ГПЗ+СПГ» на 50% принадлежит «Русгаздобычи», на 50% - Газпрому.

А вот «БХК», где далее из выделенного этана будет производиться полиэтилен, сейчас на 100% принадлежит «Русгаздобыче». Если «Газпром» получит в нём 50%, это означает, что уже по всей цепочке, и в комплексе «ГПЗ+СПГ» и в непосредственно газохимии у «Газпрома» и «Русгаздобычи» будет по 50%.

Насколько это нужно и выгодно «Газпрому»? Аспектов здесь два.
Во-первых, по какой цене будут приобретены эти 50% - только по стоимости компенсации исторических затрат или что-то сверху? Роль «Газпрома» во всей этой нефтегазохимической истории определяющая, поэтому справедливо было бы заплатить только исторические затраты.

Второй момент. Мы не знаем, по какой цене этан будет уходить с ГПЗ на ГХК (поправьте, если не отследил, но такая информация была только для цены исходного жирного газа, поступающего на ГПЗ (для выделения этана) — он будет приобретаться по очень комфортной регулируемой цене Ленинградской области ). Но полноценной глобальной торговли этаном для ориентира цены нет, а так как проект интегрированный, можно ожидать, что цена будет какой-то внутренней (возможно рассчитываться от обратного от глобальных котировок на полиэтилен?) и скорее низкой, чем высокой. В таком случае «Газпрому» выгодно стать совладельцем и газохимической части проекта, чтобы также поучаствовать и получать дополнительную прибыль от переработки этого этана, а не отдавать его целиком во внешнюю компанию. Следим дальше.

Всё-таки интересная получается история.
1 серия. «Газпром» минимизирует поставки газа, цены на споте/бирже растут (4 кв. прошлого года).
2 серия. Зима близится к экватору, а цены столь высоки (+подорожание контрактных цен «Газпрома» за счёт роста базы), что ЕС уже сам не покупает газ (дорого), надеясь дотянуть на более старых и дешёвых запасах из ПХГ. Конечно, тёплая погода, но одновременно и потребление в промышленности падает — в Великобритании в 2 раза, в остальных странах — поменьше.

В результате, выручка «Газпрома» даже при уполовиненных поставках выше, чем при «стандартных» поставках и «стандартных» ценах на газ. Запасы в ПХГ продолжают убывать, что будет оказывать поддержку ценам. ЕС подсчитывает, сможет ли он протянуть впритык на текущих запасах. Прецеденты такие есть по прошлым годам, вот только тогда «Газпром» поставлял одновременно намного больше. Сейчас же всё зависит от погоды, но скорее всего не получится.

Интересно, как и когда разорвётся этот замкнутый круг: высокие цены — низкий спрос на импорт— истощение запасов в ПХГ — высокие цены. Следим дальше.