Написал ещё один текст по литию, теперь больше конкретики — компании, планы РФ ит.п. Читатели «спин-офф» канала @li_rush вероятно узнают чуть меньше нового, т. к. часть материалов, на основе которых готовится заметка, агрегируется в этом канале. Ниже некоторые тезисы, полностью, как обычно, по ссылке.
В ближайшее время Боливия планирует объявить о выборе иностранных партнёров для разработки своих запасов лития. Боливия входит в так называемый «литиевый треугольник» на границе с Чили и Аргентиной. Но если две последние добывают около трети всего лития, то в Боливии объёмы символические. Отчасти это связано с неудачной попыткой развить собственную добычу ранее с опорой только на собственные силы. Отчасти — с тем, что в содержащих литий боливийских рассолах высока доля магния, что затрудняет извлечение самого лития.
Оптимисты уже называют Боливию новой литиевой Саудовской Аравией. Однако правильней было бы назвать Боливию литиевой Венесуэлой, учитывая, что извлечение лития здесь сопряжено с трудностями, как и в случае с добычей высоковязкой нефти в Венесуэле, хотя объёмы такой нефти очень велики.
Если посмотреть на данные статистического сборника BP, то мы там вообще не увидим Боливию в странах с крупными запасами лития, хотя выделена Португалия с запасами всего 0,3%. Конечно, субъективность в этом сборнике встречалась и ранее, но не исключено, что такой подход связан именно со сложностями в добыче лития. По иронии, нефть Венесуэлы у BP отражена в полной мере — в результате, запасы нефти в Венесуэле по версии BP оказываются больше, чем в Саудовской Аравии, хотя весьма вероятно, что полностью, в отличие от запасов КСА, они никогда не будут добыты.
Но вернёмся к литию и Боливии. Вопрос допуска иностранных компаний имеет несколько измерений. Здесь и экология, и экономика, и политика. Компании должны представить собственные нетрадиционные методы по извлечению лития.
В настоящее время претендуют 6 компаний. Это американский стартап Lilac Solution (кстати, в него инвестировали BMW и фонд Билла Гейтса Breakthrough Energy Ventures), крупный китайский производитель аккумуляторов CATL и ещё три китайские компании. А также, что главное для нас, компания Uranium One, принадлежащая «Росатому».
У связанных с литием компаний появляется интерес к вертикальной интеграции. Причём не только со стороны добытчиков лития, но и со стороны потребителей. В результате есть основания предполагать, что как минимум некоторые производители электромобилей планируют выходить на рынок лития и создавать вертикально-интегрированные холдинги по принципу «добыча - аккумуляторы — EV».
Китайский автопроизводитель BYD, с фокусом на EV, рассматривает покупку литиевых месторождений в Африке. Ещё один китайский производитель электромобилей Nio объявил о создании аккумуляторных сборок собственной разработки.
Напомним, что сейчас огромные аккумуляторы для электромобилей состоят из сборок небольших аккумуляторов, часто это тип 18650. А сами 18650 выглядят как обычные аккумуляторы, немногим побольше «пальчиковых». Они хорошо знакомы любителям мощных светодиодных фонарей.
Соответственно, производители электромобилей могут просто покупать батареи с рынка, как к примеру Tesla приобретает аккумуляторы у Panasonic, кроме того у этих двух компаний совместное предприятие в США по производству литий-ионных накопителей. А в апреле и Маск допустил, что Tesla самой придётся заняться добычей лития.
«Росатом» оказывается в том же тренде, создаётся вертикальная интеграция — от добычи лития до производства аккумуляторов. Ведь в планах у «Росатома» строительство своей гигафабрики: уже к 2025 году в Калининградской области должно открыться производство литий-ионных аккумуляторов мощностью 4 ГВт-ч в год.
У России есть и запасные варианты по добыче у себя дома. Во-первых, «Росатом» и «Норникель» планируют совместно добывать литий из руд в Мурманской области. Во-вторых, есть проекты с использованием попутных вод при добыче нефти и газа. https://ria.ru/20220619/rosatom-1796480803.html
В ближайшее время Боливия планирует объявить о выборе иностранных партнёров для разработки своих запасов лития. Боливия входит в так называемый «литиевый треугольник» на границе с Чили и Аргентиной. Но если две последние добывают около трети всего лития, то в Боливии объёмы символические. Отчасти это связано с неудачной попыткой развить собственную добычу ранее с опорой только на собственные силы. Отчасти — с тем, что в содержащих литий боливийских рассолах высока доля магния, что затрудняет извлечение самого лития.
Оптимисты уже называют Боливию новой литиевой Саудовской Аравией. Однако правильней было бы назвать Боливию литиевой Венесуэлой, учитывая, что извлечение лития здесь сопряжено с трудностями, как и в случае с добычей высоковязкой нефти в Венесуэле, хотя объёмы такой нефти очень велики.
Если посмотреть на данные статистического сборника BP, то мы там вообще не увидим Боливию в странах с крупными запасами лития, хотя выделена Португалия с запасами всего 0,3%. Конечно, субъективность в этом сборнике встречалась и ранее, но не исключено, что такой подход связан именно со сложностями в добыче лития. По иронии, нефть Венесуэлы у BP отражена в полной мере — в результате, запасы нефти в Венесуэле по версии BP оказываются больше, чем в Саудовской Аравии, хотя весьма вероятно, что полностью, в отличие от запасов КСА, они никогда не будут добыты.
Но вернёмся к литию и Боливии. Вопрос допуска иностранных компаний имеет несколько измерений. Здесь и экология, и экономика, и политика. Компании должны представить собственные нетрадиционные методы по извлечению лития.
В настоящее время претендуют 6 компаний. Это американский стартап Lilac Solution (кстати, в него инвестировали BMW и фонд Билла Гейтса Breakthrough Energy Ventures), крупный китайский производитель аккумуляторов CATL и ещё три китайские компании. А также, что главное для нас, компания Uranium One, принадлежащая «Росатому».
У связанных с литием компаний появляется интерес к вертикальной интеграции. Причём не только со стороны добытчиков лития, но и со стороны потребителей. В результате есть основания предполагать, что как минимум некоторые производители электромобилей планируют выходить на рынок лития и создавать вертикально-интегрированные холдинги по принципу «добыча - аккумуляторы — EV».
Китайский автопроизводитель BYD, с фокусом на EV, рассматривает покупку литиевых месторождений в Африке. Ещё один китайский производитель электромобилей Nio объявил о создании аккумуляторных сборок собственной разработки.
Напомним, что сейчас огромные аккумуляторы для электромобилей состоят из сборок небольших аккумуляторов, часто это тип 18650. А сами 18650 выглядят как обычные аккумуляторы, немногим побольше «пальчиковых». Они хорошо знакомы любителям мощных светодиодных фонарей.
Соответственно, производители электромобилей могут просто покупать батареи с рынка, как к примеру Tesla приобретает аккумуляторы у Panasonic, кроме того у этих двух компаний совместное предприятие в США по производству литий-ионных накопителей. А в апреле и Маск допустил, что Tesla самой придётся заняться добычей лития.
«Росатом» оказывается в том же тренде, создаётся вертикальная интеграция — от добычи лития до производства аккумуляторов. Ведь в планах у «Росатома» строительство своей гигафабрики: уже к 2025 году в Калининградской области должно открыться производство литий-ионных аккумуляторов мощностью 4 ГВт-ч в год.
У России есть и запасные варианты по добыче у себя дома. Во-первых, «Росатом» и «Норникель» планируют совместно добывать литий из руд в Мурманской области. Во-вторых, есть проекты с использованием попутных вод при добыче нефти и газа. https://ria.ru/20220619/rosatom-1796480803.html
РИА Новости
"Росатом" хочет добывать литий в Боливии
В ближайшее время Боливия планирует объявить о выборе иностранных партнеров для разработки своих запасов лития. Ранее предполагалось, что решение станет... РИА Новости, 19.06.2022
June 19, 2022
Свежая картинка Bloomberg по экспорту газа, ещё раз иллюстрирующая текущую ситуацию. Падение объёмов по «Северному потоку», никак не компенсируется объёмами через Суджу (укр.транзит), а Сохрановка «отвалилась» ещё раньше.
Также важно, что на графике только три этих направления, на самом деле ещё недавно были хоть небольшие но поставки по «Ямал-Европа», сейчас их нет. Также здесь нет европейской части поставок по «Турецкому потоку», который, кстати, тоже уходит на ремонт с завтрашнего дня. Т.е. падение объёмов даже не в 2,5 раза по сравнению, к примеру, с сентябрём, как на графике, а больше.
Сейчас идёт экспорт 109 млн куб.в в сутки (67 — СП-1, 42- Украина), это 40 млрд кубометров в годовом исчислении — весь экспорт в Европу! (Повторюсь, без учёта «Турецкого потока», но там и раньше было не больше 15 млрд, а сейчас он встаёт на неделю на техобслуживание).
Также важно, что на графике только три этих направления, на самом деле ещё недавно были хоть небольшие но поставки по «Ямал-Европа», сейчас их нет. Также здесь нет европейской части поставок по «Турецкому потоку», который, кстати, тоже уходит на ремонт с завтрашнего дня. Т.е. падение объёмов даже не в 2,5 раза по сравнению, к примеру, с сентябрём, как на графике, а больше.
Сейчас идёт экспорт 109 млн куб.в в сутки (67 — СП-1, 42- Украина), это 40 млрд кубометров в годовом исчислении — весь экспорт в Европу! (Повторюсь, без учёта «Турецкого потока», но там и раньше было не больше 15 млрд, а сейчас он встаёт на неделю на техобслуживание).
June 20, 2022
По данным "Коммерсанта", Linde официально уходит из проекта "Балтийский СПГ" (который на самом деле ГПЗ/СПГ+ГХК: газопереработка = далее СПГ + газохимия из жирных компонент). В общем-то, ожидаемо. Что дальше - пока непонятно, но очевидно, что начинается самое интересное. Привожу свой комментарий из заметки, кстати такие варианты развития событий мы уже обсуждали здесь. Другая полезная фактология - по ссылке.
Александр Собко считает маловероятным, что проект Балтийского СПГ/ГПЗ будет закрыт полностью, учитывая, что под него запланированы объемы жирного газа месторождений Западной Сибири, а возможно, и Ямала. Вариантов, по его мнению, в таком случае может быть два. Возможно, сегмент, связанный с газопереработкой и далее с газохимией, удастся сделать с опорой на собственные силы и с привлечением дружественных иностранных подрядчиков: сухой газ в таком случае пойдет на другие проекты по переработке, например на производство аммиака и метанола. «Здесь тоже есть зависимость от иностранных лицензиаров, но представляется, что решить эту проблему проще, чем в случае создания проекта крупнотоннажного сжижения»,— говорит он.
Вторым вариантом можно рассматривать возможность сохранения всего проекта в текущей конфигурации и строительство не только ГПЗ и ГХК, но и сжижения газа с опорой на собственные силы, возможно в виде нескольких среднетоннажных линий. «Ведь с похожей проблемой уже столкнулся НОВАТЭК, который тем не менее не собирается отказываться от своих планов по развитию сегмента СПГ. В этих исключительных обстоятельствах не исключено и сотрудничество двух компаний по развитию российских технологий производства СПГ»,— полагает он.
Александр Собко считает маловероятным, что проект Балтийского СПГ/ГПЗ будет закрыт полностью, учитывая, что под него запланированы объемы жирного газа месторождений Западной Сибири, а возможно, и Ямала. Вариантов, по его мнению, в таком случае может быть два. Возможно, сегмент, связанный с газопереработкой и далее с газохимией, удастся сделать с опорой на собственные силы и с привлечением дружественных иностранных подрядчиков: сухой газ в таком случае пойдет на другие проекты по переработке, например на производство аммиака и метанола. «Здесь тоже есть зависимость от иностранных лицензиаров, но представляется, что решить эту проблему проще, чем в случае создания проекта крупнотоннажного сжижения»,— говорит он.
Вторым вариантом можно рассматривать возможность сохранения всего проекта в текущей конфигурации и строительство не только ГПЗ и ГХК, но и сжижения газа с опорой на собственные силы, возможно в виде нескольких среднетоннажных линий. «Ведь с похожей проблемой уже столкнулся НОВАТЭК, который тем не менее не собирается отказываться от своих планов по развитию сегмента СПГ. В этих исключительных обстоятельствах не исключено и сотрудничество двух компаний по развитию российских технологий производства СПГ»,— полагает он.
June 21, 2022
Прошу прощения за занудство, но не могу не исправиться, в недавний пост вкралась ошибка. Total достанется не 25% от нового катарского СПГ, 6,25% (25% в СП, которому в свою очередь принадлежит четверть во всём проекте). В оправдание могу сказать, что неправильно протранслировал новость сам Platts (TotalEnergies will have a 25% interest in the North Field East project, equivalent to one LNG train with capacity of 8 million mt/year, the company said.), откуда и взял новость. Всегда смотрите первичку при возможности, в данном случае - пресс релиз на сайте тоталь. Уточнение важное, т.к. было сравнение с историческим партнёром Катара - Exxon. Сегодня объявят долю Exxon, думаю будет такая же, а там посмотрим. https://yangx.top/obkos/389
upd: у Exxon 6,25%. Итого 6.25% также у Total, по 3,12% у Eni и ConocoPhillips. В сумме уже отдали 18,7%, немного осталось, если исходить из того, что отдадут в сумме 25%. Вероятно будут китайские компании ещё. В любом случае, Exxon теперь не главный партнёр, а один из.
upd: у Exxon 6,25%. Итого 6.25% также у Total, по 3,12% у Eni и ConocoPhillips. В сумме уже отдали 18,7%, немного осталось, если исходить из того, что отдадут в сумме 25%. Вероятно будут китайские компании ещё. В любом случае, Exxon теперь не главный партнёр, а один из.
Telegram
Энергия вокруг нас
Катар объявил, что партнёром по строительству новых заводов СПГ станет французская TotalEnergy (бывшая Total). Не исключено, что другие majors (Exxon, Shell, ConocoPhillips) также станут партнёрами, но учитывая, что у Катара всегда большой пакет в своём СП…
June 21, 2022
Написал обзор по газовой текучке. Часть новостей обсуждалось здесь в небольших постах, чтобы не повторяться, некоторые тезисы за рамками этих обсуждений, полностью, как обычно, по ссылке.
Таких низких объёмов экспорта за новейшую историю газового рынка ещё не было. Это рискованная (на долгосроке) игра «Газпрома» на короткой и средней дистанции имеет все шансы на успех. Просто потому как недопоставляемые объёмы заменить нечем. Да, какие-то решения в ЕС принимаются — продлевают собственную газодобычу на месторождении Гронинген (по факту это означает, что снижение собственной добычи окажется меньше, чем ожидалось), увеличивают долю угля, экономят энергоносители. Но если говорить именно об импорте газа и СПГ, то здесь дополнительных объёмов в мире просто нет.
Сейчас в США заканчивается строительство нескольких среднетоннажных линий СПГ, после чего нового сжиженного газа из этой страны не будет ещё до конца 2023 года. К тому же, после пожара выбыл (на три месяца полностью, а дальше - как получится) завод Freeport LNG, а это - 17% американского или 4% от глобального экспорта СПГ. Глобально из новых производств только в 4 квартале ожидается постепенный запуска плавучего завода в Мозамбике, но это небольшое производство в 4,5 млрд кубометров в год. То есть в ближайший год-два следует ожидать очень ограниченных объёмов нового СПГ на рынке. Видимо, в этом кроется одно из объяснений готовности российского экспортёра трубопроводного газа повышать ставки.
Повторимся, пока все ограничения российского газового экспорта можно легко отыграть назад, так как всё что делается сейчас в мире в сфере СПГ (а эффект от этого будет только через 4-5 лет) явно не компенсирует отказ от российских поставок, а в лучшем случае соответствует будущему плановому росту спроса на этот продукт. Особенно с учётом того, что российский новый экспорт СПГ, который также должен был внести свой вклад в общий баланс, по понятным причинам выйдет на рынок несколько позднее ожиданий.
Если же отойти от «текучки» и перейти к обобщениям, то нынешнее напряжение на газовом рынке заставляет всех задуматься, что возможность покупать газ — это не только про деньги, но и просто про физическую возможность такой покупки. Это касается не только сетевого газа, но и СПГ, несмотря на формальную гибкость этих объёмов. Мы привыкли говорить о том, что мол американский СПГ часто выкупают компании-трейдеры и везут туда, где больше заплатят. Но раз сейчас Европа готова платить столько же, сколько Азия, то в случае физического дефицита трейдер или другой владелец топлива повезёт его в первую очередь в страну своей прописки или другую максимально дружественную локацию. А с другой стороны, в случае каких-либо конфликтов между экспортёром и импортёром СПГ такие поставки также оказываются под риском. Все эти соображения пока не разрушают глобальный рынок СПГ, но делают более актуальной связку владельца СПГ, место его производства и непосредственный рынок поставки этого топлива.
Сейчас много говорится о том, что США обогнали Австралию и Катар по объёму производства сжиженного газа и стали крупнейшим экспортёром СПГ. Но не менее важно другое — на эти три страны уже сейчас приходится свыше 60% от всего глобального экспорта СПГ. Австралия больше не наращивает производство СПГ (газа не хватает самим), Катар и США — наращивают. По прогнозам, к 2030 году только на Катар и США придётся половина от всего производства в мире этого топлива. Да, СПГ «взаимозаменяем» в отличие от трубопроводного газа. Но и такая олигополия уже представляет риски. Разумеется, наиболее важно это для Китая, которому необходимо гарантировать себе стабильные поставки СПГ при любых обстоятельствах на фоне сильно растущей доли США на этом рынке. https://ria.ru/20220622/evropa-1797126135.html
Таких низких объёмов экспорта за новейшую историю газового рынка ещё не было. Это рискованная (на долгосроке) игра «Газпрома» на короткой и средней дистанции имеет все шансы на успех. Просто потому как недопоставляемые объёмы заменить нечем. Да, какие-то решения в ЕС принимаются — продлевают собственную газодобычу на месторождении Гронинген (по факту это означает, что снижение собственной добычи окажется меньше, чем ожидалось), увеличивают долю угля, экономят энергоносители. Но если говорить именно об импорте газа и СПГ, то здесь дополнительных объёмов в мире просто нет.
Сейчас в США заканчивается строительство нескольких среднетоннажных линий СПГ, после чего нового сжиженного газа из этой страны не будет ещё до конца 2023 года. К тому же, после пожара выбыл (на три месяца полностью, а дальше - как получится) завод Freeport LNG, а это - 17% американского или 4% от глобального экспорта СПГ. Глобально из новых производств только в 4 квартале ожидается постепенный запуска плавучего завода в Мозамбике, но это небольшое производство в 4,5 млрд кубометров в год. То есть в ближайший год-два следует ожидать очень ограниченных объёмов нового СПГ на рынке. Видимо, в этом кроется одно из объяснений готовности российского экспортёра трубопроводного газа повышать ставки.
Повторимся, пока все ограничения российского газового экспорта можно легко отыграть назад, так как всё что делается сейчас в мире в сфере СПГ (а эффект от этого будет только через 4-5 лет) явно не компенсирует отказ от российских поставок, а в лучшем случае соответствует будущему плановому росту спроса на этот продукт. Особенно с учётом того, что российский новый экспорт СПГ, который также должен был внести свой вклад в общий баланс, по понятным причинам выйдет на рынок несколько позднее ожиданий.
Если же отойти от «текучки» и перейти к обобщениям, то нынешнее напряжение на газовом рынке заставляет всех задуматься, что возможность покупать газ — это не только про деньги, но и просто про физическую возможность такой покупки. Это касается не только сетевого газа, но и СПГ, несмотря на формальную гибкость этих объёмов. Мы привыкли говорить о том, что мол американский СПГ часто выкупают компании-трейдеры и везут туда, где больше заплатят. Но раз сейчас Европа готова платить столько же, сколько Азия, то в случае физического дефицита трейдер или другой владелец топлива повезёт его в первую очередь в страну своей прописки или другую максимально дружественную локацию. А с другой стороны, в случае каких-либо конфликтов между экспортёром и импортёром СПГ такие поставки также оказываются под риском. Все эти соображения пока не разрушают глобальный рынок СПГ, но делают более актуальной связку владельца СПГ, место его производства и непосредственный рынок поставки этого топлива.
Сейчас много говорится о том, что США обогнали Австралию и Катар по объёму производства сжиженного газа и стали крупнейшим экспортёром СПГ. Но не менее важно другое — на эти три страны уже сейчас приходится свыше 60% от всего глобального экспорта СПГ. Австралия больше не наращивает производство СПГ (газа не хватает самим), Катар и США — наращивают. По прогнозам, к 2030 году только на Катар и США придётся половина от всего производства в мире этого топлива. Да, СПГ «взаимозаменяем» в отличие от трубопроводного газа. Но и такая олигополия уже представляет риски. Разумеется, наиболее важно это для Китая, которому необходимо гарантировать себе стабильные поставки СПГ при любых обстоятельствах на фоне сильно растущей доли США на этом рынке. https://ria.ru/20220622/evropa-1797126135.html
РИА Новости
Выживет ли Европа без российского газа
Экспорт российского газа в Европу стремительно сокращается и составляет сейчас всего 109 миллионов кубометров в сутки, или 40 миллиардов кубометров в годовом... РИА Новости, 22.06.2022
June 22, 2022
Отличная картинка ICIS по объёму продаж и выручке «Газпрома» в ЕС за 2021г-наст.время. На которой видно, что за счёт высоких цен на газ даже сейчас на сверхнизких объёмах экспорта «Газпром» выручает сопоставимо с доходом на большей части очень удачного прошлого года. А доходы за первые пять месяцев текущего года особенно впечатляют. Правда, тут нужно помнить, что цены в евро, в рублях картинка будет чуть похуже. «Газпром» ведёт конечно очень рискованную игру на европейском направлении, и похоже здесь уже не только экономика, но и политика. Но пока для доходов всё складывается удачно.
Интересно, что по оценкам ICIS текущая цена реализации (её легко посчитать для любой даты т. к. на правой и левой осях есть цифры) — около 1000 евро за тыс.кубов, но пока действует временной лаг и дальше цены будут выше (т. к. текущие биржевые цены подобрались к 1500).
Интересно, что по оценкам ICIS текущая цена реализации (её легко посчитать для любой даты т. к. на правой и левой осях есть цифры) — около 1000 евро за тыс.кубов, но пока действует временной лаг и дальше цены будут выше (т. к. текущие биржевые цены подобрались к 1500).
June 23, 2022
Некоторые наблюдения про американский СПГ и проекты «Новатэка».
Вчера стало известно, что окончательное инвестрешение (ОИР) принято по строительству 3й линии Corpus Christi, 10 млн т в год мощности. Это уже второй проект «новой волны» американского СПГ. До этого в мае принято решение по Plaquemines LNG, 12 млн т в год. Кроме того, в вялотекущим режиме ведутся работы без ОИР на Driftwood LNG, но судя по публикуемым фотографиям серьёзных работ там нет. Потихоньку всё же начинают наращивать объёмы.
Что объединяет все эти три проекта? А то, что все (!) они среднетоннажные. Равно как и достраивающийся сейчас Calcasieu Pass, и ещё несколько перспективных СПГ проектов в США.
И на этом месте уже можно было бы в очередной раз посетовать, зачем у нас взята стратегия на укрупнение единичной линии своими силами, но по заслуживающим доверия сведениям вероятно действительно решено ставить на основания гравитационного типа несколько среднетоннажных линий на уровне 1 млн т в год, «Арктический каскад».
Напомню, что представители «Новатэка» на ПМЭФе были крайне оптимистичны касаемо сроков запуска «Арктик СПГ2». Что кстати привело к росту котировок акций «Новатэка» до 1000руб, хотя до этого они спускались с 1400 на 800, как раз на опасениях, что новый СПГ от «Новатэка» теперь будет очень не скоро. (Ни лонг, ни шорт не являются инвестрекомендацией :)
Сам я, честно говоря, тогда со скепсисом воспринял утверждения, что на новых проектах всё будет подольше, но всё же быстро. Так как ранее озвучиваемая схема «укрупняем одиночную линию — тестируем — масштабируем» очевидно очень долгая, плюс проблемы с собственным газовыми турбинами большой мощности.
Однако, если новая схема подтвердится, всё будет быстрее. На каждую ОГТ в таком случае, вероятно, влезет поменьше мощности сжижения (подозреваю, что именно из-за этого изначально не очень нравилась схема с кучей среднетоннажки вместо одной крупнотоннажной линии), но плюсов намного больше. Напоминаю, это только слухи, но пока всё (здравый смысл, оптимизм по планам относительно быстрой реализации) сходится.
Вчера стало известно, что окончательное инвестрешение (ОИР) принято по строительству 3й линии Corpus Christi, 10 млн т в год мощности. Это уже второй проект «новой волны» американского СПГ. До этого в мае принято решение по Plaquemines LNG, 12 млн т в год. Кроме того, в вялотекущим режиме ведутся работы без ОИР на Driftwood LNG, но судя по публикуемым фотографиям серьёзных работ там нет. Потихоньку всё же начинают наращивать объёмы.
Что объединяет все эти три проекта? А то, что все (!) они среднетоннажные. Равно как и достраивающийся сейчас Calcasieu Pass, и ещё несколько перспективных СПГ проектов в США.
И на этом месте уже можно было бы в очередной раз посетовать, зачем у нас взята стратегия на укрупнение единичной линии своими силами, но по заслуживающим доверия сведениям вероятно действительно решено ставить на основания гравитационного типа несколько среднетоннажных линий на уровне 1 млн т в год, «Арктический каскад».
Напомню, что представители «Новатэка» на ПМЭФе были крайне оптимистичны касаемо сроков запуска «Арктик СПГ2». Что кстати привело к росту котировок акций «Новатэка» до 1000руб, хотя до этого они спускались с 1400 на 800, как раз на опасениях, что новый СПГ от «Новатэка» теперь будет очень не скоро. (Ни лонг, ни шорт не являются инвестрекомендацией :)
Сам я, честно говоря, тогда со скепсисом воспринял утверждения, что на новых проектах всё будет подольше, но всё же быстро. Так как ранее озвучиваемая схема «укрупняем одиночную линию — тестируем — масштабируем» очевидно очень долгая, плюс проблемы с собственным газовыми турбинами большой мощности.
Однако, если новая схема подтвердится, всё будет быстрее. На каждую ОГТ в таком случае, вероятно, влезет поменьше мощности сжижения (подозреваю, что именно из-за этого изначально не очень нравилась схема с кучей среднетоннажки вместо одной крупнотоннажной линии), но плюсов намного больше. Напоминаю, это только слухи, но пока всё (здравый смысл, оптимизм по планам относительно быстрой реализации) сходится.
June 23, 2022
Очередной апдейт ENTSOG (по 21.06) основных газовых потоков в ЕС. Резкое падение поставок из РФ (красная линия), впрочем это не новость. Объёмы СПГ как прямые (тёмно-синяя линяя), так и косвенные, через Великобританию (голубая линия), пока не снижаются. Ждём новостей и 2 полугодия. Конечно ковидное снижение спроса в Китае помогает Европе, но уже жара по многим регионам мира, плюс нужно восполнять запасы СПГ и в АТР, плюс к тому выбывший Freeport LNG, напомню, давал 4% глобальных поставок СПГ.
И, конечно, остаётся вопрос цены, кто удивит ценой — тому и достанется гибкий СПГ, пока так. Но если цены сильно вырастут, а Азия будет готова также платить очень дорого, не удивлюсь, если в какой то момент трейдеры с европейской пропиской (Shell, BP, Total) повезут свои гибкие объёмы в любом случае в ЕС (не так важно, как это будет оформлено законодательно). Не факт, что так будет, но если да, то это, конечно, будет означать принципиальные изменения в отношениях на рынке СПГ, писал немного об этом в недавней колонке.
И, конечно, остаётся вопрос цены, кто удивит ценой — тому и достанется гибкий СПГ, пока так. Но если цены сильно вырастут, а Азия будет готова также платить очень дорого, не удивлюсь, если в какой то момент трейдеры с европейской пропиской (Shell, BP, Total) повезут свои гибкие объёмы в любом случае в ЕС (не так важно, как это будет оформлено законодательно). Не факт, что так будет, но если да, то это, конечно, будет означать принципиальные изменения в отношениях на рынке СПГ, писал немного об этом в недавней колонке.
June 27, 2022
Написал текст-рассуждалку, что ждёт «Газпром» на европейском рынке года через три. Конечно неопределённостей сейчас много, и главное — политические, причём с обеих сторон. Но текст скорее об экономике, если частично попытаться (хотя это и сложно) абстрагироваться от политических аспектов. Некоторые тезисы ниже, полностью по ссылке.
В ближайшие год-два мы увидим очень мало нового СПГ на рынке. Оценки МЭА предполагают по 20 млрд куб.м новых поставок в 2023 и 2024 году. Но эти прогнозы учитывают запуск «Арктик СПГ 2». Однако уже с 2025 года объёмы будут нарастать: начнут запускаться строящиеся заводы в Катаре (45 млрд куб.м), новые заводы в Северной Америке. До настоящего времени в США решения по строительству новых СПГ-заводов принимались не так быстро, как хотелось бы Европе. Но сейчас процесс похоже постепенно запускается. Недавно начато строительство Plaquemines LNG (до 20 млрд куб.м в год), а на днях было принято решение по третьей линии Corpus Christi LNG, это ещё 14 млрд куб.м в год, когда эти мощности будут построены. К концу года мы можем увидеть новые стройки. Cверхвысокие цены на газ в мире подталкивают участников рынка к новым инвестрешениям, даже несмотря на известные риски.
Точные цифры сейчас трудно оценить, но к 2025-2027 году мы можем увидеть в сумме на рынке заметно больше 100 млрд новых куб.м в виде СПГ, в основном это Катар и Северная Америка. В дополнение к небольшим объёмам двух предыдущих лет.
А что со стороны спроса? Сейчас объём мировой торговли СПГ около 550 млрд куб.м год, при среднегодовом темпе роста 5%, за 4-5 лет даст 20-25% прироста (без учёта сложного процента) это около 130 млрд куб.м. То есть цифры примерно сходятся.
Но главное другое. В ближайшее время ожидается снижение объёмов нового СПГ одновременно со сниженными поставками на европейский рынок из России. Но через 3-5 лет СПГ на рынке будет больше, а стандартный рост спроса будет разрушен из-за высоких цен.
Получается, что если «Газпром» ещё планирует оставаться на европейском рынке с заметными объёмами (само это решение мы оставим за скобками обсуждения), то восстанавливать их нужно относительно быстро в течение, скажем, ближайшего года. Можно предположить, что при приемлемом состоянии политических отношений текущий отопительный сезон или приближение к нему станет кульминацией взаимных упрёков и торга по газовой линии.
Высокие цены разрушают спрос и одновременно стимулируют новые проекты, создавая газовый пузырь в будущем уже на глобальном рынке. Одновременно, тот же зелёный водород всегда был в разы дороже газа или водорода из газа. Но когда газ в 5 раз дороже нормы, уже и такой водород оказывается дешевле!
И, понятно, что если Европа протянет на низких объёмах российского экспорта год-два, то у неё будет меньше мотивации возвращаться к объёмам российского газа, пусть меньшим, но близким к норме. ЕС скорее будет ждать американский СПГ, у которого, кстати, сейчас полная себестоимость намного ниже биржевых цен на газ в ЕС.
Обращают на себя внимание два недавних сюжета.
Во-первых, на прошедшем ПМЭФ не было сказано ничего нового, никакой конкретики о строительстве газопровода «Сила Сибири-2», который должен «перебросить» 50 млрд куб.м газа из Европы в Китай. При том, что этот газопровод в любом случае сможет перенаправить лишь треть от стандартных объёмов европейского экспорта.
Второй сюжет. Сейчас активно обсуждаются избыточные, как считает ЕС, требования Катара при заключении новых контрактов на поставку СПГ. Катар хочет поставлять топливо только по 20-летним контрактам и без возможности перепродажи СПГ на прочие рынки. Зачем запрет на перепродажи? Катар не хочет, чтобы его же СПГ в чужих руках конкурировал с продажами самого Катара на спотовом АТР рынке . Но почему европейские импортёры захотят перепродавать СПГ, который с таким трудом они ищут сейчас?
В долгосрочной перспективе такое возможно при снижении европейского спроса на газ, но в среднесрочной перспективе — именно в случае возвращения «Газпрома» на европейский газовый рынок с солидными объёмами продаж. https://ria.ru/20220630/politika-1799088990.html
В ближайшие год-два мы увидим очень мало нового СПГ на рынке. Оценки МЭА предполагают по 20 млрд куб.м новых поставок в 2023 и 2024 году. Но эти прогнозы учитывают запуск «Арктик СПГ 2». Однако уже с 2025 года объёмы будут нарастать: начнут запускаться строящиеся заводы в Катаре (45 млрд куб.м), новые заводы в Северной Америке. До настоящего времени в США решения по строительству новых СПГ-заводов принимались не так быстро, как хотелось бы Европе. Но сейчас процесс похоже постепенно запускается. Недавно начато строительство Plaquemines LNG (до 20 млрд куб.м в год), а на днях было принято решение по третьей линии Corpus Christi LNG, это ещё 14 млрд куб.м в год, когда эти мощности будут построены. К концу года мы можем увидеть новые стройки. Cверхвысокие цены на газ в мире подталкивают участников рынка к новым инвестрешениям, даже несмотря на известные риски.
Точные цифры сейчас трудно оценить, но к 2025-2027 году мы можем увидеть в сумме на рынке заметно больше 100 млрд новых куб.м в виде СПГ, в основном это Катар и Северная Америка. В дополнение к небольшим объёмам двух предыдущих лет.
А что со стороны спроса? Сейчас объём мировой торговли СПГ около 550 млрд куб.м год, при среднегодовом темпе роста 5%, за 4-5 лет даст 20-25% прироста (без учёта сложного процента) это около 130 млрд куб.м. То есть цифры примерно сходятся.
Но главное другое. В ближайшее время ожидается снижение объёмов нового СПГ одновременно со сниженными поставками на европейский рынок из России. Но через 3-5 лет СПГ на рынке будет больше, а стандартный рост спроса будет разрушен из-за высоких цен.
Получается, что если «Газпром» ещё планирует оставаться на европейском рынке с заметными объёмами (само это решение мы оставим за скобками обсуждения), то восстанавливать их нужно относительно быстро в течение, скажем, ближайшего года. Можно предположить, что при приемлемом состоянии политических отношений текущий отопительный сезон или приближение к нему станет кульминацией взаимных упрёков и торга по газовой линии.
Высокие цены разрушают спрос и одновременно стимулируют новые проекты, создавая газовый пузырь в будущем уже на глобальном рынке. Одновременно, тот же зелёный водород всегда был в разы дороже газа или водорода из газа. Но когда газ в 5 раз дороже нормы, уже и такой водород оказывается дешевле!
И, понятно, что если Европа протянет на низких объёмах российского экспорта год-два, то у неё будет меньше мотивации возвращаться к объёмам российского газа, пусть меньшим, но близким к норме. ЕС скорее будет ждать американский СПГ, у которого, кстати, сейчас полная себестоимость намного ниже биржевых цен на газ в ЕС.
Обращают на себя внимание два недавних сюжета.
Во-первых, на прошедшем ПМЭФ не было сказано ничего нового, никакой конкретики о строительстве газопровода «Сила Сибири-2», который должен «перебросить» 50 млрд куб.м газа из Европы в Китай. При том, что этот газопровод в любом случае сможет перенаправить лишь треть от стандартных объёмов европейского экспорта.
Второй сюжет. Сейчас активно обсуждаются избыточные, как считает ЕС, требования Катара при заключении новых контрактов на поставку СПГ. Катар хочет поставлять топливо только по 20-летним контрактам и без возможности перепродажи СПГ на прочие рынки. Зачем запрет на перепродажи? Катар не хочет, чтобы его же СПГ в чужих руках конкурировал с продажами самого Катара на спотовом АТР рынке . Но почему европейские импортёры захотят перепродавать СПГ, который с таким трудом они ищут сейчас?
В долгосрочной перспективе такое возможно при снижении европейского спроса на газ, но в среднесрочной перспективе — именно в случае возвращения «Газпрома» на европейский газовый рынок с солидными объёмами продаж. https://ria.ru/20220630/politika-1799088990.html
РИА Новости
Справится ли Россия с долгосрочными рисками своей газовой политики
Вызванный рядом факторов, среди которых недоинвестирование, дефицит энергетических ресурсов комфортен для экспортеров нефти и газа, в том числе и для нашей... РИА Новости, 30.06.2022
June 30, 2022
Обычно наблюдатели, ориентированные на акции и фондовый рынок, оценивают ситуацию на соответствующем товарном рынке, чтобы понять финансовые результаты компании, и, соответственно, дивиденд. Сейчас же у нас похоже редкий случай обратной ситуации.
Только сегодня опубликован текст, где описывал все неопределённости европейского рынка для «Газпрома», и сегодня же стало известно, что ГОСА не утвердило рекомендации СД по дивиденду. Нечасто делаю репосты, но тут не могу не дать ссылку на пост ув. Crimsonalter (хоть, вероятно, большинство его уже прочитало). Тут именно такой случай. Когда отказ от дивиденда, на фоне неплохих доходов, даже с учётом доп.нагрузки по НДПИ и падения текущего экспорта газа в Европу (но доходы хороши даже на таких объёмах, недавно обсуждали это), говорит нам в пользу того, что напряжение по линии газовых отношений с Европой будет усиливаться. Не является инвестрекомендацией. Следим дальше.
Только сегодня опубликован текст, где описывал все неопределённости европейского рынка для «Газпрома», и сегодня же стало известно, что ГОСА не утвердило рекомендации СД по дивиденду. Нечасто делаю репосты, но тут не могу не дать ссылку на пост ув. Crimsonalter (хоть, вероятно, большинство его уже прочитало). Тут именно такой случай. Когда отказ от дивиденда, на фоне неплохих доходов, даже с учётом доп.нагрузки по НДПИ и падения текущего экспорта газа в Европу (но доходы хороши даже на таких объёмах, недавно обсуждали это), говорит нам в пользу того, что напряжение по линии газовых отношений с Европой будет усиливаться. Не является инвестрекомендацией. Следим дальше.
Telegram
Кримсон Дайджест
Решение об отмене дивидендов Газпрома (которые до этого были рекомендованы советом директоров) - на мой взгляд - предполагает только одно по-настоящему рациональное объяснение.
Кстати, объяснение "Государство всегда кинет и только и мечтает, как бы обуть…
Кстати, объяснение "Государство всегда кинет и только и мечтает, как бы обуть…
June 30, 2022
Ещё раз, завершая тему с отказом от дивидендов «Газпрома» за 2021 год, в связке с будущим европейского экспорта. Напомню, самое разумное базовое объяснение изначально было связано с тем, что деньги нужно оставить в компании, в первую очередь на трубопроводный разворот в Китай.
Но вчера появилось уточнение, что объём дополнительного НДПИ не 416 млрд, а 3*416 (за каждый месяц периода). В результате, от существенной, но приемлемой «нашлёпки» на прибыль (которая, по крайней мере формально относится к доходам даже 2022, а не 2021 года), изъятие составило практически ровно весь объём предполагаемого дивиденда за 2021 год, только государству досталось не около 50%, а 100%.
Означает ли это, что отказ от дивиденда более никак нельзя трактовать в связке с перспективами ГП на европейском рынке? И да, и нет.
С одной стороны, то, что государство взяло себе всё в виде дополнительного налога, можно трактовать, что оно просто не захотело делиться.
Но можно трактовать и так, что государство взяло себе не 100% в этом году, а авансом по половине прибыли за этот и следующий год, так как предполагает напряжение в отношениях Россия-ЕС во 2й половине года со всеми вытекающими. Так ли это, мы узнаем в крайнем случае через год, когда будет новое распределение прибыли, а скорее раньше.
В целом, история конечно получилась в любом случае неприглядная. Можно почитать комменты людей на отраслевых форумах. И тут дело даже, не в распределении доходов между государством и прочими акционерами в сложные времена, а в том как это было сделано. Даже, если предположить, что ситуация изменилась внезапно, можно было бы оставить всё как есть, так возможные издержки бюджета были бы намного ниже прочих издержек. А в лучшем случае принять решение о нулевых дивидендах на СД, а не менять его на ГОСА.
Т.е. речь сейчас не про то, справедливо ли или нет отбирать доход в пользу государства от прочих акционеров. Да, среди прочих акционеров есть чуть меньше трети иностранцев, но их выплаты были бы заморожены до разморозки ЗВР, если она когда-то состоится.
А то, что проведённая схема изрядно подорвала доверие к нашей фонде. И, можно сказать, в конце концов, пускай, и не до фондового рынка, времена-то непростые. Но одновременно практически в тот же день у нас открывают возможность для граждан выводить до 1 млн долларов в месяц за рубеж, да и торговля иностранными акциям сохраняется, пусть и с некоторыми рисками с той стороны. Выводы понятны.
И, конечно, наполняют таким специфическим образом бюджет примерно те же люди, которые ранее упустили раз в 60 больше золотовалютных резервов, в лучшем случае теперь замороженных на иностранных счетах.
И, напоследок, орг.вопрос. Наступил июль, лето у нас короткое, думаю правильнее всем каждую свободную минутку проводить на свежем воздухе, а не за монитором. Материалы на канале будут (и анонсы колонок, и прочие наблюдения), но меньше, чем обычно (строго говоря, последнее время их было даже больше, чем обычно — слишком уж плотно пошли интересные события). Так что если будут большие перерывы в вещании — не переключайтесь — если, конечно, в целом интересно. На связи!
Но вчера появилось уточнение, что объём дополнительного НДПИ не 416 млрд, а 3*416 (за каждый месяц периода). В результате, от существенной, но приемлемой «нашлёпки» на прибыль (которая, по крайней мере формально относится к доходам даже 2022, а не 2021 года), изъятие составило практически ровно весь объём предполагаемого дивиденда за 2021 год, только государству досталось не около 50%, а 100%.
Означает ли это, что отказ от дивиденда более никак нельзя трактовать в связке с перспективами ГП на европейском рынке? И да, и нет.
С одной стороны, то, что государство взяло себе всё в виде дополнительного налога, можно трактовать, что оно просто не захотело делиться.
Но можно трактовать и так, что государство взяло себе не 100% в этом году, а авансом по половине прибыли за этот и следующий год, так как предполагает напряжение в отношениях Россия-ЕС во 2й половине года со всеми вытекающими. Так ли это, мы узнаем в крайнем случае через год, когда будет новое распределение прибыли, а скорее раньше.
В целом, история конечно получилась в любом случае неприглядная. Можно почитать комменты людей на отраслевых форумах. И тут дело даже, не в распределении доходов между государством и прочими акционерами в сложные времена, а в том как это было сделано. Даже, если предположить, что ситуация изменилась внезапно, можно было бы оставить всё как есть, так возможные издержки бюджета были бы намного ниже прочих издержек. А в лучшем случае принять решение о нулевых дивидендах на СД, а не менять его на ГОСА.
Т.е. речь сейчас не про то, справедливо ли или нет отбирать доход в пользу государства от прочих акционеров. Да, среди прочих акционеров есть чуть меньше трети иностранцев, но их выплаты были бы заморожены до разморозки ЗВР, если она когда-то состоится.
А то, что проведённая схема изрядно подорвала доверие к нашей фонде. И, можно сказать, в конце концов, пускай, и не до фондового рынка, времена-то непростые. Но одновременно практически в тот же день у нас открывают возможность для граждан выводить до 1 млн долларов в месяц за рубеж, да и торговля иностранными акциям сохраняется, пусть и с некоторыми рисками с той стороны. Выводы понятны.
И, конечно, наполняют таким специфическим образом бюджет примерно те же люди, которые ранее упустили раз в 60 больше золотовалютных резервов, в лучшем случае теперь замороженных на иностранных счетах.
И, напоследок, орг.вопрос. Наступил июль, лето у нас короткое, думаю правильнее всем каждую свободную минутку проводить на свежем воздухе, а не за монитором. Материалы на канале будут (и анонсы колонок, и прочие наблюдения), но меньше, чем обычно (строго говоря, последнее время их было даже больше, чем обычно — слишком уж плотно пошли интересные события). Так что если будут большие перерывы в вещании — не переключайтесь — если, конечно, в целом интересно. На связи!
July 1, 2022
Всё же вернусь ещё раз к вопросу распределения прибыли между самим «Газпромом», государством и прочими акционерами, так как, тема уже неделю остаётся в центре внимания. Почему-то нечасто обсуждается (но всё же обсуждается) важное обстоятельство — формула расчёта НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых).
Напомню, что вследствие неповоротливости налоговой системы сейчас НДПИ на экспорт газа рассчитывается таким образом, как будто «Газпром» экспортирует свой газ в Европу с «нефтяной» ценовой привязкой, хотя она давно уже преимущественно биржевая, и именно эта разница приводит (как мы знаем «нефтяные» цены на газ в разы ниже биржевых даже несмотря на дорогую нефть) к заниженному уровню налоговых изъятий.
Поэтому, когда мы говорим, что суммарная выручка «Газпрома» остаётся большой за счёт сверхвысоких цен даже при сильно сниженных объёмах, нужно понимать, что эта выручка трансформируется в дополнительную прибыль из-за заниженного налогообложения. И тут нет умысла — когда спотовые цены были ниже «нефтяных», налогообложение «Газпрома», напротив оказывалось завышенным. Правда, и таких разрывов, как сейчас, не было.
Так или иначе, если бы налог снимался, то прибыль была бы уже не столь велика. Точные цифры сказать сложно, всё зависит в каких пропорциях распределялась бы текущая сверхприбыль между налогами и самой компанией (в «нефтянке», где всё пусть и сложно, но всё-таки настроено, мы видим, что с ростом цен на нефть достаётся всем — и компаниям, и государству).
Но с другой стороны, скажем прямо, в текущих ограничениях объёмов экспорта, вероятно, уже есть политическая составляющая. Нынешняя ситуация нейтральна для фин.показателей «Газпрома» именно из-за заниженного налогообложения, в противном случае компания на маленьких объёмах экспорта просто теряла бы деньги, так как сверхдоход от высокой цены просто уходил бы в НДПИ.
От всего этого, кстати, и недавние претензии/предложения (экспорт только в Азию или же пошлины) со стороны «Газпрома» в сторону «Новатэка» - который наслаждается высокими ценами (созданными заниженными объёмами поставок со стороны ГП), при этом экспортирует в Европу полный объём производимого СПГ с минимальной налоговой нагрузкой.
Возвращаясь к невыплатам дивиденда. История, ещё раз подтвердим, нехорошая. Но если бы НДПИ вычислялся как положено, то и прибыль Газпрома была бы заметно ниже.
Выводы каждый вероятно сделает свои, просто ещё одна интересная иллюстрация, что жизнь сложна, а некоторые факторы мы, возможно, недооцениваем.
Напомню, что вследствие неповоротливости налоговой системы сейчас НДПИ на экспорт газа рассчитывается таким образом, как будто «Газпром» экспортирует свой газ в Европу с «нефтяной» ценовой привязкой, хотя она давно уже преимущественно биржевая, и именно эта разница приводит (как мы знаем «нефтяные» цены на газ в разы ниже биржевых даже несмотря на дорогую нефть) к заниженному уровню налоговых изъятий.
Поэтому, когда мы говорим, что суммарная выручка «Газпрома» остаётся большой за счёт сверхвысоких цен даже при сильно сниженных объёмах, нужно понимать, что эта выручка трансформируется в дополнительную прибыль из-за заниженного налогообложения. И тут нет умысла — когда спотовые цены были ниже «нефтяных», налогообложение «Газпрома», напротив оказывалось завышенным. Правда, и таких разрывов, как сейчас, не было.
Так или иначе, если бы налог снимался, то прибыль была бы уже не столь велика. Точные цифры сказать сложно, всё зависит в каких пропорциях распределялась бы текущая сверхприбыль между налогами и самой компанией (в «нефтянке», где всё пусть и сложно, но всё-таки настроено, мы видим, что с ростом цен на нефть достаётся всем — и компаниям, и государству).
Но с другой стороны, скажем прямо, в текущих ограничениях объёмов экспорта, вероятно, уже есть политическая составляющая. Нынешняя ситуация нейтральна для фин.показателей «Газпрома» именно из-за заниженного налогообложения, в противном случае компания на маленьких объёмах экспорта просто теряла бы деньги, так как сверхдоход от высокой цены просто уходил бы в НДПИ.
От всего этого, кстати, и недавние претензии/предложения (экспорт только в Азию или же пошлины) со стороны «Газпрома» в сторону «Новатэка» - который наслаждается высокими ценами (созданными заниженными объёмами поставок со стороны ГП), при этом экспортирует в Европу полный объём производимого СПГ с минимальной налоговой нагрузкой.
Возвращаясь к невыплатам дивиденда. История, ещё раз подтвердим, нехорошая. Но если бы НДПИ вычислялся как положено, то и прибыль Газпрома была бы заметно ниже.
Выводы каждый вероятно сделает свои, просто ещё одна интересная иллюстрация, что жизнь сложна, а некоторые факторы мы, возможно, недооцениваем.
July 6, 2022
Очередной срез поставок газа в ЕС из разных направлений от ENTSOG. Данные по 16 июля, т.е. СП-1 уже на профилактике, текущие объёмы из России (красная линия, меньше 100 млн куб.м в сутки) - это 42 млн через Украину плюс полностью загруженная европейская нитка "Турецкого потока". Из интересного - ЕС удаётся забирать по-прежнему очень много СПГ, цену под 2000 развивающиеся страны очевидно тянуть не могут и не хотят. И даже в Китае вудмак прогнозирует снижение потребления СПГ в этом году.
July 20, 2022
Интересная картинка по затратам некоторых цветных, редкоземельных металлов, кремния на единицу мощности генерации — для ТЭС и ВИЭ. Картинок таких много, здесь хотелось бы обратить внимание, что для морских ветряков нужно резко больше меди по сравнению с наземными. Напомню, что морской ветряк раза в 2-3 дороже, чем наземный (по кап.затратам, т.к. выработка там всё же больше), но оптимисты ожидают падение цен раза в 2 в ближайшие двадцать лет. Тем не менее, затраты на медь не являются определяющим фактором в цене. Даже если взять по максимуму с запасом — 10 кг меди на кВт мощности и 10 долларов за кг меди, получим 100 долларов на медь в цене, при стоимости самого ветряка 3000+ долларов за кВт мощности. Но отовсюду понемногу набегает. Сталь на этой картинке вообще не приводится.
July 28, 2022
Председатель правления "Молдовагаз" Вадим Чебан:
"В августе закупочная стоимость природного газа, поставляемого в Республику Молдова согласно условий контракта с ПАО "Газпром", составит для АО "Молдовагаз" 1458,5 долларов США за тысячу кубометров."
Ранее писал про принципы ценообразования в новом контракте https://yangx.top/obkos/342
"В августе закупочная стоимость природного газа, поставляемого в Республику Молдова согласно условий контракта с ПАО "Газпром", составит для АО "Молдовагаз" 1458,5 долларов США за тысячу кубометров."
Ранее писал про принципы ценообразования в новом контракте https://yangx.top/obkos/342
Telegram
Энергия вокруг нас
Сообщают, что в апреле (начинается второй квартал) Молдавия будет платить «Газпрому» за газ свыше 1000 долларов за тысячу кубов.
Механизм ценообразования в общем случае комфортен для страны. В условно зимние месяцы (1 и 4 квартал) привязка на 70% нефтяная…
Механизм ценообразования в общем случае комфортен для страны. В условно зимние месяцы (1 и 4 квартал) привязка на 70% нефтяная…
August 1, 2022
Российский «газ Шредингера» запутал рынок СПГ
Написал немного рассуждалок по газовому рынку. Кратко тут, в 2 раза подробней — как обычно по ссылке.
Один из интересных аспектов: сейчас значительная часть предназначенного для Европы российского газа оказывается «газом Шредингера» - вроде бы он есть (как потенциальная возможность поставки), а одновременно его и нет (как физически поставляемый газ).
С одной стороны, цены сверхвысоки — это стимул для новых СПГ-проектов. С другой стороны, если по тем или иным причинам экспорт российского газа вырастет до базовых значений, это обрушит цены. Это смущает инвесторов в новые проекты СПГ.
Но в текущей ситуации и институт долгосрочного контракта оказывается под угрозой. И это следует и из всей логики развития событий. ЕС не скрывает, что не применяет санкций на покупку российского газа только потому, что его невозможно быстро заменить. Но если в будущем замена найдётся, это означает, что любой контракт может быть разорван со стороны ЕС. А значит и "Газпрому" уже оказывается не так важно держаться за свои контракты. На дефицитном рынке спрос будет в любом случае, а в случае профицитного рынка ЕС может просто отказаться поставок.
Более того, если таких ограничений в будущем не сделать, то прочему импорту СПГ будет трудно конкурировать с российскими поставками в случае ценовой войны, а ЕС вновь не сможет снизить зависимость от российского газа.
Значит, по мере того, как Евросоюзу будет нужно меньше российского газа, чем ему захочет и сможет предложить «Газпром» (мы сейчас не обсуждаем, произойдёт ли это через год, через два или через пять — неопределённостей много) можно ожидать нормирования объёмов российского импорта газа со стороны ЕС.
Одновременно, текущий кризис нарушает договорённости и по поставкам СПГ, правда страдают азиатские потребители. Уже неоднократно обсуждалось, что продавцы СПГ по «дешёвым» контрактам с нефтяной привязкой отказываются от поставок, выплачивая смешную компенсацию. Обычно в таких случаях речь шла о краткосрочных контрактах. Но последний пример — показательный, так как речь идёт о 20летнем контракте. По нему «дочка» Gazprom Germania поставляла СПГ в Индию по контракту с нефтяной привязкой. Но после того, как Gazprom Germania оказалась под временным управлением немецкого регулятора (и к «Газпрому» отношения не имеет), компания попросту отказалась выполнять свои обязательства перед индийской Gail. Всегда была известна «физика» контракта — в Индию поставлялся газ, который трейдер тогда ещё «Газпрома» покупал у «Ямал СПГ». Да, по факту не всегда было выгодно вести ямальский газ в Индию, иногда проще было бы продать его в Европе, а для Индии купить объём где-то поближе. Но с точки зрения суммарного баланса, в том числе и по деньгам, это именно ямальский СПГ, который также приобретается с нефтяной привязкой. То есть, убытка для трейдера нет, просто отказавшись от поставок в Индию компании решила использовать дефицитный СПГ для собственных нужд. Читатель может уточнить — а разве «Ямал СПГ» может сейчас продавать товар компании из российского санкционного списка? Да, именно для этого случая прописано исключение до конца августа.
Что касается самих экспортёров газа и СПГ, то для них пока всё неплохо. Если Европа законодательно откажется покупать часть российского газа, то дефицит на рынке сохранится ещё долго. В противном случае, главный риск для новых производителей СПГ — тот, с чего мы начали разговор. Огромный навес из газа, который «Газпром» при определённом развитии событий может продавать в Европе практически по любой цене. Не окажется преувеличением сказать, что будущее решение ЕС — одно из определяющих для мирового газового рынка на ближайшие годы.
В случае же сохранения российского экспорта в неограниченных объёмах для всех производителей газа актуальным становится «газовый ОПЕК», где именно у «Газпрома» в силу обстоятельств окажется ключевая роль. Но дождёмся прохождения критического периода и каких-то европейских решений — пока же Европа хочет покупать газа даже намного больше, чем предлагает «Газпром». https://ria.ru/20220808/gaz-1807881243.html
Написал немного рассуждалок по газовому рынку. Кратко тут, в 2 раза подробней — как обычно по ссылке.
Один из интересных аспектов: сейчас значительная часть предназначенного для Европы российского газа оказывается «газом Шредингера» - вроде бы он есть (как потенциальная возможность поставки), а одновременно его и нет (как физически поставляемый газ).
С одной стороны, цены сверхвысоки — это стимул для новых СПГ-проектов. С другой стороны, если по тем или иным причинам экспорт российского газа вырастет до базовых значений, это обрушит цены. Это смущает инвесторов в новые проекты СПГ.
Но в текущей ситуации и институт долгосрочного контракта оказывается под угрозой. И это следует и из всей логики развития событий. ЕС не скрывает, что не применяет санкций на покупку российского газа только потому, что его невозможно быстро заменить. Но если в будущем замена найдётся, это означает, что любой контракт может быть разорван со стороны ЕС. А значит и "Газпрому" уже оказывается не так важно держаться за свои контракты. На дефицитном рынке спрос будет в любом случае, а в случае профицитного рынка ЕС может просто отказаться поставок.
Более того, если таких ограничений в будущем не сделать, то прочему импорту СПГ будет трудно конкурировать с российскими поставками в случае ценовой войны, а ЕС вновь не сможет снизить зависимость от российского газа.
Значит, по мере того, как Евросоюзу будет нужно меньше российского газа, чем ему захочет и сможет предложить «Газпром» (мы сейчас не обсуждаем, произойдёт ли это через год, через два или через пять — неопределённостей много) можно ожидать нормирования объёмов российского импорта газа со стороны ЕС.
Одновременно, текущий кризис нарушает договорённости и по поставкам СПГ, правда страдают азиатские потребители. Уже неоднократно обсуждалось, что продавцы СПГ по «дешёвым» контрактам с нефтяной привязкой отказываются от поставок, выплачивая смешную компенсацию. Обычно в таких случаях речь шла о краткосрочных контрактах. Но последний пример — показательный, так как речь идёт о 20летнем контракте. По нему «дочка» Gazprom Germania поставляла СПГ в Индию по контракту с нефтяной привязкой. Но после того, как Gazprom Germania оказалась под временным управлением немецкого регулятора (и к «Газпрому» отношения не имеет), компания попросту отказалась выполнять свои обязательства перед индийской Gail. Всегда была известна «физика» контракта — в Индию поставлялся газ, который трейдер тогда ещё «Газпрома» покупал у «Ямал СПГ». Да, по факту не всегда было выгодно вести ямальский газ в Индию, иногда проще было бы продать его в Европе, а для Индии купить объём где-то поближе. Но с точки зрения суммарного баланса, в том числе и по деньгам, это именно ямальский СПГ, который также приобретается с нефтяной привязкой. То есть, убытка для трейдера нет, просто отказавшись от поставок в Индию компании решила использовать дефицитный СПГ для собственных нужд. Читатель может уточнить — а разве «Ямал СПГ» может сейчас продавать товар компании из российского санкционного списка? Да, именно для этого случая прописано исключение до конца августа.
Что касается самих экспортёров газа и СПГ, то для них пока всё неплохо. Если Европа законодательно откажется покупать часть российского газа, то дефицит на рынке сохранится ещё долго. В противном случае, главный риск для новых производителей СПГ — тот, с чего мы начали разговор. Огромный навес из газа, который «Газпром» при определённом развитии событий может продавать в Европе практически по любой цене. Не окажется преувеличением сказать, что будущее решение ЕС — одно из определяющих для мирового газового рынка на ближайшие годы.
В случае же сохранения российского экспорта в неограниченных объёмах для всех производителей газа актуальным становится «газовый ОПЕК», где именно у «Газпрома» в силу обстоятельств окажется ключевая роль. Но дождёмся прохождения критического периода и каких-то европейских решений — пока же Европа хочет покупать газа даже намного больше, чем предлагает «Газпром». https://ria.ru/20220808/gaz-1807881243.html
РИА Новости
Российский "газ Шредингера" мешает энергонезависимости ЕС
Складывающаяся уникальная ситуация на мировом газовом рынке, очевидно, будет иметь различные долгосрочные последствия. И уже сейчас можно обратить внимание на... РИА Новости, 08.08.2022
August 8, 2022
Написал статью по делам американского СПГ в «Нефтегазовую вертикаль», к сожалению она по подписке. Но многое на канале обсуждалось ранее, выложу фрагмент из наблюдений, которые ещё не обсуждали.
“Но появляется еще одна особенность новой волны американского СПГ, если эта волна действительно состоится. Компании, занимавшиеся в США исключительно газодобычей, планируют идти в сектор СПГ. Причины понятны. Газодобытчики получают сейчас хорошую прибыль, когда стоимость реализации газа оказывается в три раза выше себестоимости. Правда, частично, эти сверхдоходы оказались недополучены из-за неудачного хеджирования. Сверхвысокие цены на газ заставляют задумываться о вертикальной интеграции с тем, чтобы меньше зависеть от колебаний внутренних цен. К примеру, компания Cheasapeake Energy, пионер сланцевой добычи газа, которому тем не менее пришлось пройти процедуру банкротства, при текущих ценах вновь себя чувствует настолько уверенно, что недавно объявила о поиске консультанта для выхода на рынок СПГ. EQT, крупнейший газодобытчик США, также ранее заявлял о подобных планах. Такой же подход хотят осуществить Coterra Energy и Devon Energy."
Впрочем, пока это всё планы, ни один из добытчиков пока не продвинулся в своём проекте СПГ или сотрудничестве с другими участниками (это наиболее вероятный вариант). Тут вновь стоить напомнить и про пример Tellurian, который изначально создавал такую модель с сжижением газа собственной добычи (не будучи классическим добытчиком, он уже продаёт немного газа своей добычи, пока завода нет) Но инвестрешение не принято даже здесь.
http://www.ngv.ru/magazines/article/gaz-bez-obyazatelstv-es-zhdet-novyi-spg-no-nichego-ne-obeshchaet/
“Но появляется еще одна особенность новой волны американского СПГ, если эта волна действительно состоится. Компании, занимавшиеся в США исключительно газодобычей, планируют идти в сектор СПГ. Причины понятны. Газодобытчики получают сейчас хорошую прибыль, когда стоимость реализации газа оказывается в три раза выше себестоимости. Правда, частично, эти сверхдоходы оказались недополучены из-за неудачного хеджирования. Сверхвысокие цены на газ заставляют задумываться о вертикальной интеграции с тем, чтобы меньше зависеть от колебаний внутренних цен. К примеру, компания Cheasapeake Energy, пионер сланцевой добычи газа, которому тем не менее пришлось пройти процедуру банкротства, при текущих ценах вновь себя чувствует настолько уверенно, что недавно объявила о поиске консультанта для выхода на рынок СПГ. EQT, крупнейший газодобытчик США, также ранее заявлял о подобных планах. Такой же подход хотят осуществить Coterra Energy и Devon Energy."
Впрочем, пока это всё планы, ни один из добытчиков пока не продвинулся в своём проекте СПГ или сотрудничестве с другими участниками (это наиболее вероятный вариант). Тут вновь стоить напомнить и про пример Tellurian, который изначально создавал такую модель с сжижением газа собственной добычи (не будучи классическим добытчиком, он уже продаёт немного газа своей добычи, пока завода нет) Но инвестрешение не принято даже здесь.
http://www.ngv.ru/magazines/article/gaz-bez-obyazatelstv-es-zhdet-novyi-spg-no-nichego-ne-obeshchaet/
August 12, 2022
США начали борьбу с китайским литием
Написал немного по литию и электромобилям к контексте ухода от глобализации и нарастающей регионализации мировой экономики и торговли. Кратко тут, подробней + все гиперссылки — как обычно в материале на сайте.
Одной из нашумевших историй здесь стало решение китайской компании CATL отложить строительство завода по производству аккумуляторов для электромобилей в США после визита Н.Пелоси на остров Тайвань. CATL - крупнейший производитель аккумуляторов для электромобилей, на него приходится свыше трети от всего этого рынка.
Чего больше в этом решении? Демонстрации позиции в принципиальный момент (что важно внутри Китая) или опасений за долгосрочную судьбу своих инвестиций в США?
При этом, есть причина, почему CATL хотела бы инвестировать в США. Во вторник Д.Байден подписал так называемый Inflation Reduction Act. Он в частности резко меняет ситуацию с налоговыми льготами на покупку электромобилей в США. Налоговая льгота (до 7500 долларов) будут выделяться только в том случае, если не менее 40% материалов для аккумуляторов будут производиться в США или в странах, с которыми заключено соглашение о свободной торговли (в случае лития — это Чили, Австралия, Канада). Для Аргентины прописано исключение. А уже к 2026 году доля таких материалов должна вырасти до 80%. Кроме того, и сами электромобили должны будут произведены в Соединённых Штатах.
Фактически, США хотят, насколько это возможно, создать полный производственный цикл на своей территории или территории дружественных стран. Новый закон в США «напряг» практически всех участников рынка. Горнодобывающие компании уже думают, как оперативно нарастить объёмы добычи в «правильных» странах. Переживают и азиатские производители автомобилей. К примеру, Hyundai, производит почти все продаваемые в США и ЕС электромобили непосредственно в Корее, которая в свою очередь на 80% зависит от поставок гидроксида лития из КНР. На корейских же производителей аккумуляторов приходится треть глобального рынка. Примерно такая же зависимость от китайских поставок гидроксида лития и у японских производителей.
Аналогичные опасения высказывает Евросоюз. Еврокомиссия ранее уже просила убрать дискриминационные по отношению к произведённым в ЕС электромобилям поправки. Кстати, CATL, поставившая на паузу строительство завода аккумуляторов в США, уже анонсировала аналогичное производство в Венгрии с инвестициями свыше 7 миллиардов евро.
Отдельная история — переработка сырья. Здесь и далее, говоря о переработке, мы имеем в виду не вторичную переработку аккумуляторов, влияние которой на рынок пока невелико, а доведение литиевого сырья до необходимых соединений и чистоты. В США не скрывают, что одна из задач нового решения — не только опора на собственную добычу полезных ископаемых и добычу в дружественных странах, но и снижение зависимости от Китая. КНР — достаточно крупный добытчик лития, но всё же находится на третьем месте после Австралии и Чили. А с учётом высокого внутреннего спроса, казалось бы, переживать особо не о чем. Но Китай — лидер по переработке. На Китай приходится свыше 60% от всех глобальных мощностей по переработке литиевого сырья до чистоты, необходимой для производства аккумуляторов. В КНР капитальные затраты на мощности по переработке лития оказываются в два раза ниже, чем в США и Австралии.
Любопытно, что несколько ранее в ЕС обсуждался возможный перенос соединений лития в более высокий класс опасности. Если это решение будет принято, то это разрушит планы Евросоюза по созданию собственных мощностей по получению соединений лития аккумуляторной чистоты, которые сейчас практически отсутствуют. На этом фоне свой новый проект по переработке готовит Великобритания, и если всё пойдёт по плану, то только он один к 2030 году он будет обеспечивать 15% от всех потребностей Европы в чистом литиевом продукте.
https://ria.ru/20220819/litiy-1810587411.html
Написал немного по литию и электромобилям к контексте ухода от глобализации и нарастающей регионализации мировой экономики и торговли. Кратко тут, подробней + все гиперссылки — как обычно в материале на сайте.
Одной из нашумевших историй здесь стало решение китайской компании CATL отложить строительство завода по производству аккумуляторов для электромобилей в США после визита Н.Пелоси на остров Тайвань. CATL - крупнейший производитель аккумуляторов для электромобилей, на него приходится свыше трети от всего этого рынка.
Чего больше в этом решении? Демонстрации позиции в принципиальный момент (что важно внутри Китая) или опасений за долгосрочную судьбу своих инвестиций в США?
При этом, есть причина, почему CATL хотела бы инвестировать в США. Во вторник Д.Байден подписал так называемый Inflation Reduction Act. Он в частности резко меняет ситуацию с налоговыми льготами на покупку электромобилей в США. Налоговая льгота (до 7500 долларов) будут выделяться только в том случае, если не менее 40% материалов для аккумуляторов будут производиться в США или в странах, с которыми заключено соглашение о свободной торговли (в случае лития — это Чили, Австралия, Канада). Для Аргентины прописано исключение. А уже к 2026 году доля таких материалов должна вырасти до 80%. Кроме того, и сами электромобили должны будут произведены в Соединённых Штатах.
Фактически, США хотят, насколько это возможно, создать полный производственный цикл на своей территории или территории дружественных стран. Новый закон в США «напряг» практически всех участников рынка. Горнодобывающие компании уже думают, как оперативно нарастить объёмы добычи в «правильных» странах. Переживают и азиатские производители автомобилей. К примеру, Hyundai, производит почти все продаваемые в США и ЕС электромобили непосредственно в Корее, которая в свою очередь на 80% зависит от поставок гидроксида лития из КНР. На корейских же производителей аккумуляторов приходится треть глобального рынка. Примерно такая же зависимость от китайских поставок гидроксида лития и у японских производителей.
Аналогичные опасения высказывает Евросоюз. Еврокомиссия ранее уже просила убрать дискриминационные по отношению к произведённым в ЕС электромобилям поправки. Кстати, CATL, поставившая на паузу строительство завода аккумуляторов в США, уже анонсировала аналогичное производство в Венгрии с инвестициями свыше 7 миллиардов евро.
Отдельная история — переработка сырья. Здесь и далее, говоря о переработке, мы имеем в виду не вторичную переработку аккумуляторов, влияние которой на рынок пока невелико, а доведение литиевого сырья до необходимых соединений и чистоты. В США не скрывают, что одна из задач нового решения — не только опора на собственную добычу полезных ископаемых и добычу в дружественных странах, но и снижение зависимости от Китая. КНР — достаточно крупный добытчик лития, но всё же находится на третьем месте после Австралии и Чили. А с учётом высокого внутреннего спроса, казалось бы, переживать особо не о чем. Но Китай — лидер по переработке. На Китай приходится свыше 60% от всех глобальных мощностей по переработке литиевого сырья до чистоты, необходимой для производства аккумуляторов. В КНР капитальные затраты на мощности по переработке лития оказываются в два раза ниже, чем в США и Австралии.
Любопытно, что несколько ранее в ЕС обсуждался возможный перенос соединений лития в более высокий класс опасности. Если это решение будет принято, то это разрушит планы Евросоюза по созданию собственных мощностей по получению соединений лития аккумуляторной чистоты, которые сейчас практически отсутствуют. На этом фоне свой новый проект по переработке готовит Великобритания, и если всё пойдёт по плану, то только он один к 2030 году он будет обеспечивать 15% от всех потребностей Европы в чистом литиевом продукте.
https://ria.ru/20220819/litiy-1810587411.html
РИА Новости
США объявили войну китайскому литию
Развитие политической ситуации в мире все больше говорит в пользу того, что мировая экономика будет постепенно отходить от глобализации в сторону регионализации РИА Новости, 19.08.2022
August 19, 2022
Хорошая картинка Reuters с разбивкой по месяцам (21 и 22 гг.) распределения СПГ между Азией и Европой.
1) В летние месяцы импорт СПГ в Европу превышал прошлогоднюю «норму» на свыше 5 млн т в мес. - в годовом исчислении это свыше 80 млрд кубов (что заметно компенсирует сокращение российского экспорта). Оттого и ПХГ в норме.
2) При этом азиатский импорт СПГ уменьшился, но совсем не критично — где-то сработал рост предложения, где-то сокращение спроса в АТР.
3) Конечно, главное, это зимний период. Критичность прохождения зимы решит непрогнозируемая погода, поэтому варианты могут разнообразные.
Но ЕС пока удаётся обходиться без части российского газа, пусть и при ценах 3000, которые отключают энергоёмкую промышленность, заставляют экономить остальных, а генерацию переводить на мазут и уголь.
31 августа «Газпром» на 3 дня отключает СП-1, для проверки оставшейся турбины. Если вдруг у турбины будут выявлены дефекты, не удивлюсь если вечером 2го сентября «Газпром» добавит в свой плей-лист и песню М.Шуфутинского.
1) В летние месяцы импорт СПГ в Европу превышал прошлогоднюю «норму» на свыше 5 млн т в мес. - в годовом исчислении это свыше 80 млрд кубов (что заметно компенсирует сокращение российского экспорта). Оттого и ПХГ в норме.
2) При этом азиатский импорт СПГ уменьшился, но совсем не критично — где-то сработал рост предложения, где-то сокращение спроса в АТР.
3) Конечно, главное, это зимний период. Критичность прохождения зимы решит непрогнозируемая погода, поэтому варианты могут разнообразные.
Но ЕС пока удаётся обходиться без части российского газа, пусть и при ценах 3000, которые отключают энергоёмкую промышленность, заставляют экономить остальных, а генерацию переводить на мазут и уголь.
31 августа «Газпром» на 3 дня отключает СП-1, для проверки оставшейся турбины. Если вдруг у турбины будут выявлены дефекты, не удивлюсь если вечером 2го сентября «Газпром» добавит в свой плей-лист и песню М.Шуфутинского.
August 23, 2022
Rystad Energy пугает «пиком СПГ» в 2034 году, и соответственно пиком инвестиций уже в 2024 году. Для нас это важно, учитывая что планы по своим технологиям растянуты до 2030 года. И что мы тогда будем с этим всем делать, учитывая к тому времени низкий спрос на _новый_ СПГ и высокую конкуренцию? Учитывать такой сценарий на всякий случай нужно. Тем не менее:
1) пиком угля как свершившимся фактом пугают уже много лет, а он всё съезжает и съезжает вправо. Прогнозы по пику нефти также уезжают вправо. Вспомним 2020 ковидный год, тогда на полном серьёзе кое-где обсуждалось что 2019 год был пиком нефти. Окажется неудивительно, если по газу тоже всё съедает. Всё же западные консалтеры стараются максимально не обидеть энергопереход в своих прогнозах.
2) Всё-таки надеюсь, что совместными усилиями СПГ-проекты на независимом от запада оборудовании начнутся пораньше, 2030 год - это в любом случае поздновато.
1) пиком угля как свершившимся фактом пугают уже много лет, а он всё съезжает и съезжает вправо. Прогнозы по пику нефти также уезжают вправо. Вспомним 2020 ковидный год, тогда на полном серьёзе кое-где обсуждалось что 2019 год был пиком нефти. Окажется неудивительно, если по газу тоже всё съедает. Всё же западные консалтеры стараются максимально не обидеть энергопереход в своих прогнозах.
2) Всё-таки надеюсь, что совместными усилиями СПГ-проекты на независимом от запада оборудовании начнутся пораньше, 2030 год - это в любом случае поздновато.
August 24, 2022