Энергия вокруг нас

Помню, как в начале года, многие рассуждали на тему «сланцевая нефть заканчивается», опираясь на прогноз американского Минэнерго, где на текущий год было прописано символические снижение добычи (по сути — стагнация). А что же по факту?

По итогам первого полугодия добыча в США выросла на 2% (п/г к п/г) и теперь, уже по новому прогнозу, напротив по итогам года подрастёт до новых рекордов. Кое-где по регионам США добыча действительно падает, но главное, что Пермский бассейн (сланцевый) остаётся драйвером суммарного роста — здесь прогноз 3% роста за год. А что же изменилось? Понятное дело — цены.

Сланцевая нефть пока никуда не закончилась, но справедливо остаётся чувствительной к цене, и если нефтяники не хотят работать в ноль при 60-70 долларов за баррель, то при 85 или тем более 100 — уже совсем другой разговор. Конечно, тут возникает вопрос, насколько устойчивый рост или хотя бы поддержание высокой полки добычи при цене в $100 за баррель. Думаю, что достаточно устойчивый. А 100 долларов — несмотря на кажущейся текущий ценовой шок, это более, чем приемлемая цена для мировой экономики, всего 65 долларов в ценах, к примеру, 2010 года. Думаю, что рост добычи мог быть и больше, просто пока многие ждут, что Ормуз откроется и цены снизятся (может быть, так и будет). Всё ж таки для роста нужно новое бурение, которое придётся окупать при той цене, которая будет в будущем.

Вообще любопытно смотреть на постоянные спекуляции, что «сланцевая нефть - всё», когда долгое время в среднем нефть по сути не росла в цене номинально, а значит — снижалась в реальных ценах. Т.е. все эти годы сланцевая добыча повышала эффективность не только, чтобы компенсировать падение качества запасов, а ещё и чтобы компенсировать инфляцию издержек ит.п. И многие годы это ей удавалось. Следим дальше.

Подумал, что полный запрет ЕС на импорт российского СПГ с 2027 года может оказаться не так уж и критичен для финансовых показателей «Ямал СПГ», как многие ожидают.

Смотрите, основной объём СПГ реализуется по долгосрочным контрактам с европейскими компаниями, в основном трейдерами (а также CNPC). Не буду сейчас вдаваться в подробности, чтобы не грузить читателя всем списком контрактов.

В июле стало известно, что этим компаниям ЕС всё же разрешили перепродавать газ на третьи рынки. Т.е вроде бы по большому счёту, ничего не меняется. Но кое-что меняется.

В первую очередь, это точка сдачи-приёмки по контракту, так как перевалка в европейских запрещена уже давно. До настоящего времени проблема решалась тем, что почти весь СПГ просто импортировался в Европу (в этом смысле, запрет на перевалку в ЕС фактически стимулировал импорт российского СПГ в ЕС).

Сейчас зимой будет единственная реальная точка сдачи-приемки — это «борт-в-борт» в Мурманской области. Но тут появляются две проблемы — и только позже мы узнаем, насколько они критичные.

Во-первых, объёмы. Удастся ли всё синхронизировать и весь объём переваливать таким способом? Во втором квартале эта перевалка составила уже очень солидные свыше 2 млн т, без сильной на то необходимости. Т.е. скорее всего «Новатэк» активно тестирует новый вариант перевалки. Удастся ли эту цифру увеличить в 2,5 раза, когда это будет действительно нужно — посмотрим. Сложности там тоже есть, иначе бы не делали плавучие перегрузочные комплексы (но для Ямал СПГ не подойдут — т. к. они под SDN).

Во-вторых, смена точки сдачи-приемки потребует изменения в контрактах. Вряд ли кто-то откажется от своего контракта под предлогом форс-мажора. Ведь цены там в основном с нефтяной привязкой, а на споте цены в два раза выше. Но скидку за увеличение транспортного плеча (не столько из-за куска «Мурманск-европейские порты», а сколько из-за того, что нужно дальше это всё тянуть в Азию) попросить могут. И в этом смысле конечно хорошо, что спот сейчас такой дорогой, так как это аргумент, чтобы больших скидок не давать. Посмотрим, что получится и здесь.

Строго, говоря, когда проект «Ямал СПГ» только планировался, предполагалось (точнее заявлялось), что СПГ пойдёт в Азию, и не создаст конкуренцию «Газпрому» в Европе. На деле получилось совсем не так, но возможно, когда контракты подписывались, покупатели понимали, что возможно действительно придётся везти в Азию. Так или иначе, сейчас всё возвращается к обещаниям начала 2010-х, за исключением того, что конкурировать с газпромовским газом в Европе уже не нужно.

И последнее. Думаю, что когда ЕС всё же приняла послабления для работы с российским СПГ (изначально предполагалось, что европейские покупатели вообще не смогут работать с российским СПГ), был и такой расчёт. Если будет полный бан = не факт, что «Новатэк» в одиночку справился бы с вывозом всех объёмов (нужно всё-таки найти и подключить очень масштабный флот «обычных» газовозов), это приведёт к снижению экспорта/производства на «Ямал СПГ» = доп.дефицит газа на рынке. Почему это важно? Из-за того, что это послабление пока принято на год с возможностью продления. Т.е. если за год ситуация нормализуется (выход нового СПГ из США плюс откроют Ормуз), то не исключен обратный откат к запрету европейских компаний на любую работу с российским СПГ.

Конечно, даже в самом позитивном варианте кое-какие издержки будут (например, доходы от «спотовых» объёмов СПГ с Ямала упадут из-за увеличения транспортного плеча и всякое другое), плюс вышеперечисленные риски. Но пока всё выглядит неплохо. Следим дальше.

Сегодня на блумберге вышла хорошая статья, которая очень сильно перекликается со вчерашним постом.

Один из тезисов напрямую тот же — 4 танкера ледового класса Arc7 достаточно для вывоза всей продукции с двух линий "Арктик СПГ2" при условии перевалки в Мурманске. (Летом можно и Arc4).

Новая интересная цифра — суммарный теневой флот для АСПГ2 состоит уже из 20 танкеров (по сравнению с 11 в декабре). За вычетом 3 Arc7 и 4 Arc4 получается 13 «обычных», которые можно использовать после перевалки (блумберг пишет 12, возможно «Маршал Василевский» учитывают в теневом, или сам я какой-то забыл газовоз ледового класса). Ну и Arс4 зимой можно использовать в теплой воде, когда на СМП от них толку нет.

По данным Rystad, на которые ссылается блумберг, текущий флот позволяет экспортировать до 5,4 млн т в год (при проектной мощности двух линий 13,2). Видимо ограничения уже по «обычным» танкерам, как вчера и предполагал. Попозже нужно попробовать подсчитать, на сколько их хватит на вывоз после перевалки. Летом конечно, там сложная комбинация западного и восточного маршрута, учитывая «избытки» Arc4, а зимой — однозначно на запад, легче прикинуть. В статье написано, что 30 «обычных» танкеров нужно, чтобы решить все проблемы с вывозом.
Красивая картинка блумберга с вывозом СПГ с проекта "Арктик СПГ2". Июль и август две линии в сумме работают на 46% проектной мощности, прикрепляю. Следим дальше.

P.S. Хорошо, что вчера написал пост, а то бы выглядело как переписанная колонка блумберга. Видимо прибытие нового Arc7 танкера «Константин Посьет» на проект у всех похожие мысли вызвало.

Пишут, что новый СПГ-танкер ледового класса «Константин Посьет» (построен на верфи «Звезда») прибыл на проект «Арктик СПГ2» и даже забрал первый груз. Теперь у проекта три танкера класса Arc7. Ранее, в конца 2025 года был сдан газовоз «Алексей Косыгин» (правда сейчас он, по слухам ждет ремонта где-то у китайских берегов). Кроме того, проекту «достался» танкер «Кристоф де Маржери», изначально танкер проекта «Ямал СПГ», но после того как, газовоз попал под санкции (т. к. в отличие от остальных принадлежал «Совкомфлоту») стало оправданно перебросить его на засанкционированный SDN-ом «Арктик СПГ 2».

Хотя изначально для проекта АСПГ2 готовился аж 21 танкер, и, кажется: ну что два танкера на проекте, что три, какая разница. Но она есть. Дело в том, что 21 танкер — это «запас» на активное использование восточного маршрута. И на три линии, а пока работают две.
Если же говорить о западном маршруте плюс (это важно!) близкая перевалка в Мурманске (где стоит также подсанкционный перевалочный комплекс «Саам СПГ»), то четырех танкеров хватит для вывоза всей (!) продукции с двух линий. Правда, пока есть только три танкера (и с одним из них что-то случилось). Но сейчас и летний период, где могут работать танкеры более низкого ледового класса Arc4 (они имеются в наличие в количестве четырех штук, также в санкционном флоте).

Т.е. теоретически уже сейчас «Арктик СПГ2» мог бы работать на полную мощность двух линий! (13 млн т). Но пока мы этого и близко не видим. По прошлому году проект отгрузил всего 1,2 млн т, в этом году наверное будет в разы побольше, но далеко не 13 млн.

Какие могут быть сложности.
1. Во-первых, ещё зимой все же работали всего 2 газовоза Arc7.
2. Во-вторых, короткое плечо до Мурманска позволяет сэкономить на ледовом классе, но затем нужен длинный обходной путь до Китая — помимо того, что это дороже, там тоже должны работать газовозы «теневого флота». Т.е. хотя формально мы близки к решению проблемы «ледовой» части вывоза СПГ с двух линий «Арктик СПГ2», но далее нужны газовозы, которые не боятся работать с подсанкционным (SDN!) СПГ. Возможно их не хватает, по крайней мере, в этом году суда с «Арктик СПГ2» ходили и в восточном направлении, хотя это вроде как не экономный «расход» судов ледового класса.
3. Мы не знаем до конца, какая ситуация с выходом на проектную мощность. По первой линии сообщалось, что на начальном этапе были проблемы, в т.ч. сложности с электроснабжением. Возможно, здесь также есть ограничения.
4. Возможны ограничения по приему СПГ в Китае, напомню под проект там работает только один терминал по приему СПГ, мощностью 6 млн т, который не регазифицирует СПГ, а далее сразу везёт СПГ грузовиками (это решает часть санкционных проблем, тк газ не попадает в сети, а мало ли кто потом купил грузовичок такого СПГ).

Так или иначе, проблем много, в основном то, что всё под SDN, и никто не хочет связываться (здесь и газовозы обычные, и приемный терминал, и трудности, если что сломается). Но пока получается, что дефицит газовозов Arc7 уже не выглядит основной проблемой (с учетом указанных выше сложностей), даже 2 судна могут вывозить 6-7 млн т до Мурманска. Следим дальше, критика-замечания как всегда приветствуются.

Вот вдогонку для сравнения из прогноза Shell – чтобы были востребованы все мощности СПГ (всё, что настроили и достраивают), в какой-то разумной перспективе, а не через 15 лет, нам нужен хороший спрос, по верхней границе диапазона. Тогда и сверх того что-то можно построить к 2030-2035 годам, и это будет востребовано.

На «Инфотэк» вышла любопытная статья сотрудников АЦ ТЭК о балансах на рынке СПГ. Фактически, это описание их долгосрочного (до 2050 года!) прогноза в различных сценариях. Что там оказалось интересным и/или дискуссионным.

Наверное главный вывод — избыток СПГ никуда не делся, а сдвинулся вправо. И очень скоро себя проявит.
Основная прогнозная картинка — прикрепляю её к посту говорит сама за себя — со следующего года несколько лет ежегодно очень много нового предложения (65-80 млн т в год). Действительно, рынок такие объёмы никогда не переваривал органически, органический рост раза в два, а то и в три меньше. Тут нельзя не согласиться.

Не совсем понятно, как оценивается выбытие мощностей в текущем году (но в эти детали не будем углубляться здесь, можно вернуться в комментариях, если вдруг кому интересно). И главное — вероятно, подразумевается что в 2027 году судоходство в Ормузе нормализуется (хотя останется снижение предложения за счёт подгоревшего ранее катарского завода и сдвига запуска нового катарского СПГ-проекта).

Тем не менее, избыток в этом базовом варианте на ближайшие годы ожидается сильный.
Опять же, не совсем понятно, почему столбики «прирост спроса» стабильно ниже «прироста предложения» - обычно заводы СПГ работают, но цены падают, все равно продают избыточный СПГ, но (у кого не законтрактован «по нефти» очень дешёво), это обеспечивает доп. спрос в тех секторах, где в обычных условиях СПГ дорог и нерентабелен (например электричество в развивающихся странах АТР). В тексте об этом написано. Но в целом спрос должен равняться предложению, с поправкой на хранение (опять же закачку наверное правильней учитывать как спрос).

И вот, после длительного периода выхода новых заводов, разгребать избыток предложения (что-то будет строиться далее, но потихоньку) в базовом сценарии можно аж до 2050 года!

Безусловно, в ближайшее время ожидается большой избыток (при нормализации пролива), сначала он потратится на восстановление запасов, потом начнёт давить на рынок. Но вот на среднесрочную перспективу картинка выглядит как-то пессимистично для новых заводов. Если подразумевать, что придётся жить в режиме избытка предложения ещё 25 лет, ну такое, наверное лучше вообще не лезть в этот сектор. Но мне кажется, если будут нормальные, не сверхвысокие цены, и покупатели подтянутся где-нибудь после 2030 года.
Такой получился пост-затравка для тех, кому интересно пообсуждать в коментах в очередной раз балансы на рынке СПГ.

Мы уже привыкли, что глобальный нефтяной баланс (хотя формально всё учитывается до 0,1 млн б/д) содержит определённое количество «серых пятен».
Но складывается впечатление, что неопределённости присутствуют в оценке ещё одного важного компонента для прогнозирования баланса и цен — объёмов замещения нефти электромобилями.
Формально цифры дают и МЭА и BNEF
Например у МЭА они относительно скромны — около 1,7 млн б/д в прошлом году (см. картинку) и до 5 млн к 2030 году.
У BNEF оценка традиционно выше процентов на 30%. Но там есть интересный момент, уже писал ранее. По их оценкам на классические легковушки приходится всего менее 400 тыс. б/д экономии (это оценки 2024 года, в этом году нет в открытом доступе этой разбивки, сейчас можно добавить с запасом пусть +75%), а подавляющие объём замещения — на мотоциклы и прочие двухколесные средства.

Действительно, проведем «оценку сверху». Если посмотреть «в лоб» число электромобилей (уже около 100 млн), средний пробег, среднее потребление (то есть замещение нефти) то получим оценку возможной экономии — 2 млн б/д (важное допущение - мы считаем что вся нефть=бензин/дизель). На самом деле нужно побольше.

Но скорее всего такая оценка сверху завышена: во-первых в 100 млн электромобилей находятся заряжаемые гибриды, которые часто используются на ДВС. Плюс мы до конца не понимаем (по крайней мере, если не проводить отдельный анализ) насколько средние пробеги применимы к EV, под какие нужды покупается электромобиль. Итд. ит.п. Т.е. по факту, скорее это около 1 млн б/д может быть.
Т.е в принципе наверное в разбивки BNEF какая-то правота есть, странно только что мало кто ещё отдельно выделяет 2х колёски.

Тут наверное, важно, что это говорит о потенциале роста — вероятно электромобили недоиспользуются, и в случае дефицита нефти мы можем увидеть здесь возможность для сокращения спроса (не исключено, что это мы уже видим в КНР).

По Китаю, кстати, появилась ещё одна интересная картинка-оценка — 1,35 млн б/д в первом полугодии 2026 года — экономия за счёт ВСЕХ транспортных средств (на легковушки 52%, мотоциклы неясно, возможно сидят в легковушках).
Учитывая, что (по МЭА) на Китай приходиться 58% суммарного замещения, это означает, что по миру сейчас замещение 2,3 млн б/д (на все ТС).

В принципе, цифры бьются, оценки МЭА выглядят чуть занижены, цифры BNEF скорее близки к правде.

Подытоживая, текст получился немного сумбурным. Но на то и есть причины, и отчасти в этом его смысл — есть заметные нестыковки в оценках уважаемых агентств. И вот эта история с электромопедами, которые с одной стороны вносят весомый вклад по BNEF, с другой - мало где выделяются отдельно.
Выводы.
1) Где-то 2,3 млн б/д сейчас наверное реальное замещение по миру за счёт всех средств. МЭА даёт скорее консервативно.
2) Кажется, что в случае необходимости «загрузка» электромобилей может увеличится, то есть здесь есть скрытый резерв. Разрыв в оценках говорит и о сложностях в допущениях.

Также напомню, что в Китае развивается сектор большегрузов на СПГ, который уже очень замечен — тоже оттягивает спрос на нефть.

В Европе заполненность газовых хранилищ (на текущую дату) — на 18-летнем минимуме. В первом приближении, ситуация в общем-то ожидаемая — цены высокие, газ в дефиците: вслед за российским газом ушёл (и пока непонятно насколько) катарский СПГ, кое-как это всё компенсирует рост СПГ из США+падение спроса.

Но что здесь интересно?

Помимо всего этого, трейдерам сейчас кажется невыгодно закупать газ — ведь цены «дальних» фьючерсов, в том числе зимних, не говоря уже о ранней весне 2027 года, ниже чем текущие. Понятно, что в дальних фьючерсах объёмы невелики, но всё равно это индикатор. (Базовая ситуация — обратная, в этом и есть экономика летней закачки дёшево, чтобы продать зимой дорого. Хотя последние годы эта схема тоже барахлила, с учётом стоимости хранения газа, но кое-как работала).

Почему так получилось, тоже можно предположить — надежды на скорое открытие Ормуза.

Ситуация чем-то похожа на нефтяной рынок, когда цены в общем-то слабо выросли, так как все (и особенно Китай) тратят запасы, ожидая, что всё в результате как-то утрясётся.

Но в газе есть и принципиальные отличия.
Во-первых, запасы сейчас нужно не тратить (их толком и нет, в газе сезонность а, не разного рода стратегические и коммерческие резервы), а создавать.

Во-вторых. Допустим, не утрясётся.
Что будет с нефтью. Рост цен на десятки процентов, кто-то станет меньше ездить.
На крайняк офисные работники могут вернуться к удаленке, опыт уже есть, механизмы отработаны. (только ситуация обратная — там удалёнка вызвала падение спроса, тут ей можно закрыть дефицит предложения).

В газе же так не получится. (Более того, гипотетическая удалёнка скорее увеличивает спрос — одно дело топить офис на всех, другое — квартиру каждому на себя).
Дальше уже тоже можно рассуждать но пока рано: какую промышленность первую закрывать, там всё-таки около трети спроса, какие замещающие топлива (нефть не получится, ну может где-то уголь чуть больше). Но в целом относительно простого решения в газе нет, в отличие от нефти. В целом не сторонник алармизма в этой сфере, надеюсь и читатели тоже, особенно после 10-15 лет фантастических осенних рассказов, как кто-то обязательно замёрзнет зимой из-за дефицита газа. Тем не менее, напряжение есть, и цифры заполнения ПХГ говорят сами за себя. Хотя, опять же, сейчас заполненность 57%, это не ужас-ужас. В абсолютных значениях до закачки до октябрьской нормы не хватает наверное меньше 40 млрд кубов, а времени ещё 2 месяца. И, как обычно, всё зависит от погоды зимой.

Много читал о том, что «рынок нефти недооценивает риски, неужели рынок такой глупый». Скорее никто не хочет вляпаться в нефть по 120, чтобы потом получить обрушение цен тем или иным способом (открытие Ормуза, или разрушением спроса).
Ещё больше такие же фобии у трейдеров в газе, тем более что перед глазами свежий пример, когда после кратного снижения российского экспорта, цены на газ достигали чуть ли 2000 долларов за тысячу кубов, а потом в разы снизились. Покупатели, закачавшие его в ПХГ по таким ценам, погрустнели, и повторять не хотят.
Одновременно, обратите внимание, что цены на спотовый газ уже в 2 раза выше «нормы», хотя в нефти цены выше «нормы» процентов на 20% («норма» в кавычках, так как понятие опять же дискуссионное и растяжимое, но будем ее считать как привычное среднее). Следим дальше.

Немного дискуссионный вопрос, критика и обсуждения всегда приветствуются (не всегда успеваю участвовать в спорах, но всё читаю).

Вчера Eni и Total принял окончательное инвестрешение по разработке офшорного месторождения Cronos (Кипр). Газ будет сжижаться на простаивающих мощностях египетских заводов СПГ. По сути, это решение по новому заводу СПГ.

Может показаться, что история похожа на историю с находящимся неподалеку и запущенном 9 лет назад месторождением Zohr, но разница принципиальная. Так как Zohr принадлежал Египту, то правительство добилось приоритета использования газа для внутренних нужд. Впрочем, ожидалось что газа будет так много (свыше 30 млрд в год), что хватит и закрыть внутреннюю добычу, и оставить на экспорт.

Но «жадность — причина бедности»: слишком интенсивной эксплуатацией (по настоянию правительства, но там конечно все хороши) месторождение Zohr фактически угробили — время жизни, считай, смешное, меньше десяти лет, а добыча уже упала до 12 млрд кубов в год!! Теперь Египет опять чистый импортёр газа, а небольшой экспорт — только в рамках зимней сезонности.

Впрочем, для проекта Cronos это даже в плюс — можно использовать простаивающие мощности Zohr по первичной переработке газа и газопровод из моря до берега (осталось только построить небольшой кусочек от Cronos до Zohr, см. рисунок из пресс-релиза Total). Так что эти 2,8 млн т в год (3,8 млрд куб.м) мы увидим на рынке относительно быстро, уже в 2028 году первый газ, если всё пойдёт по плану.

И, кстати, к вчерашней дискуссии в блоге об эффективности российских инвестиций за рубежом. «Роснефть» в 2017 году купила в Zohr 30%, доля сохранилась и после санкций. Что там с экономикой этой инвестиции, мы не знаем, но кажется, что если добыча в разы падает от плановой, то ничего хорошего с окупаемостью не будет. С одной стороны, предугадать такое развитие событий было сложно. С другой, если ты не оператор, то ты толком не имеешь рычагов влияния. Зачем вообще было покупать? Думаю, что в 2017 году логика была следующая. Предполагалось, что часть газа с Zohr всё же пойдёт на СПГ, и таким способом «Роснефть» начнет тестировать компетенции на глобальном рынке СПГ. Тогда все грезили глобальным трейдингом СПГ. Но, увы, получилось по другому: и с Zohr, да и в целом с российским трейдингом.

Что-то промазал, оказывается подписанный в 2024 году контракт Uranium One (“Росатом“) с Боливией по добыче лития, весной 2026 оказался заморожен почти окончательно.


Вот достаточно толковая заметка, но вывод почему-то в заголовок вынесен не совсем тот, что следует из текста.

Строго говоря, там было несколько этапов «заморозки», сначала затянулась ратификация, потом смена власти, требования провести новый аудит. Формально, наверное, можно ждать решения нового аудита, но шансы приостановки контракта велики. Надеюсь, наши особо ничего туда не успели вложить. Но в целом, расстраиваться нечему.

Ситуация на рынке лития сильно изменилась. Конечно, что «пузырь» сдулся, это давно понятно, но цены сейчас приличные. Но выросли среднесрочные риски.
Лития в мире оказалось в достатке, сейчас это очевидно, плюс в какой-то момент подключится переработка старых аккумуляторов (она и сейчас есть, но объёмы очевидно меньше чем нужно нового сырья).

При этом, по большому счёту, литиевые батареи нужны только мобильным устройствам (авто и др.), а стационарные накопители в какой-то момент перейдут на натриевые батареи, которые проигрывают только в весе. Ну и чуток нужно подождать, чтобы натриевую технологию отточили и масштабировали, но вроде бы там всё в порядке, никаких сложностей, кроме веса. Напомню, что натрия в мире, считай, неограниченное количество.
И на этом фоне имеющиеся российские проекты с достаточно близкой реализацией с лихвой покрывают внутренний спрос, даже перспективный и оптимистичный, оставляя значительные объёмы на экспорт

То есть, если будет на рынке дефицит или баланс — у нас будет, что экспортировать.
Если будет избыток, мы по крайней мере окажемся пусть с не самыми удачными инвестициями, но в собственную страну, а не в далёкую Боливию. Сырьё, кстати, там непростое (много магния). А со временем потратим на себя свою добычу.

Да и в широком смысле, кажется, что сейчас инвестировать за рубеж — нужно десять раз подумать. И не только потому, что к российской собственности сейчас особое отношение, но и в целом мир деглобализируется, а мы иногда мыслим старыми категориями. Так что, не расстраиваемся, а может даже радуемся, если нас из боливийской литиевой добычи выкинут. Следим дальше.

К вопросам запрета импорта российского СПГ в ЕС с 01.01.2027.

Вчера прошла новость, что ЕК допустила на год послабление по перевозке (и продажам, о чём ниже) СПГ в третьи страны. Это важно для греческой Dynagas, владельца множества СПГ-танкеров, чтобы она могла транспортировать российский СПГ.
https://www.reuters.com/business/energy/greece-based-dynagas-allowed-carry-russian-lng-under-new-eu-sanctions-ft-says-2026-07-22/

Но главное, что разрешили перепродажу в третьи страны.
Потому как месяц назад ЕК прямо говорила, что с 27 года перепродавать в третьи страны российский СПГ европейские компании также не смогут. А это критично как минимум для Total и испанской Gas Natural, у которых прямые долгосрочные контракты на покупку с «Ямал СПГ» (а Total ещё и акционер). https://www.reuters.com/business/energy/eu-commission-clarifies-all-russian-lng-trade-is-banned-2027-eu-operators-letter-2026-06-18/

Total, кстати выходит из «Арктик СПГ2», свою 10%-ную долю продаёт «дочке» Новатэка. За сколько мы конечно вряд ли узнаем, если дёшево, то очень хорошо, так как Total туда своих денег несколько миллиардов проинвестировала до начала санкционной истории.

Platts приводит интересное мнение: судя по ценам рынок вообще не считает реальным отказ от российского СПГ с 27 года — «дальние» цены на газ в Европе намного ниже текущих. Сейчас же, пока ещё можно, российский СПГ Европа скупает на все деньги.
https://www.spglobal.com/energy/en/news-research/latest-news/natural-gas/072026-european-market-failing-to-price-full-2027-russian-lng-ban-traders

Следим дальше.
upd: пост чуть переписал, компетентный читатель подтвердил, что новые исключения по перевозке также распространяются на перепродажу в третьи страны, чего ЕК не хотела делать ранее.

Поступают вопросы (к вчерашнему посту). А как же все эти дефициты на рынке СПГ сочетаются с массовым вводом СПГ-заводов в США? Тут за последний год запущены вторая линия Plaquemines (10 млн т, но по факту скорее будет больше), и первая линия Golden Pass LNG (около 6 млн т). Но когда идёт такой последовательный выход всё новых заводов, то эти цифры мало о чём говорят. С одной стороны, свежезапущенные производства только начинают выходить на полную мощность. Одновременно «добирают» мощность те заводы, что были запущены чуть ранее. Поэтому лучше ориентироваться просто на изменение объёмов экспорта.

В принципе, эти цифры американская EIA даёт, там всё есть. Но если, что называется, не напрягаться, то хорошую картинку даёт обзор Shell: цифры за 2025 год + янв-май 2026 (т. е. фактически за полтора года). Тем более, что эти цифры прироста экспорта мы видим в сравнении с изменениям импорта. Итак, в 2025 году, если грубо, снижение китайского спроса не до конца но частично компенсировало рост спроса в Европе. А экспорт нового СПГ из США в 2025 году = +22 млн т. В сумме (остальные кто-то чуть снизил, кто-то чуть добавил) ежегодный прирост предложения СПГ и получился те же 22 млн т или 5%, это типовые значения для рынка.

А вот первое полугодие 2026 уже интереснее — тут в импорте пока плюс-минус по нулям. Но экспорт американского СПГ уже не смог компенсировать выпадение катарских объёмов.
А во втором полугодии (точнее, даже уже с июня), как писал выше , пошёл рост импорта в КНР. Понятно, что много будет зависеть от Ормуза, будет или

1) умеренный дефицит, если пролив откроется (с одной стороны — всё новый и новый американский СПГ создаёт избыток, но сейчас уже почти полгода проблем в Ормузе плюс небольшая часть мощностей в Катаре выпало на год-два) или
2) же сильный дефицит, если весь катарский СПГ останется запертым. Следим дальше.

Китай второй месяц наращивает закупки СПГ (см. картинку, на данных месяц-к-месяцу прошлого года). Напомню, что КНР прилично снизил суммарный импорт СПГ в 2025 году (по сравнению с 2024м), примерно на 10 млн т, и далее в первой половине 2026 года. Хотя мы привыкли, что спрос Китая только растёт, но на самом деле бывает и по другому. Это всё помогло хоть чуток сбалансировать глобальный рынок на фоне выпадающих поставок, и российского газа, а сейчас и ближневосточного СПГ. (Кстати, ситуация чем-то похожа на рынок нефти, где КНР за счёт траты своих запасов позволила сохранить скорее «обычные» цены на нефть этой весной. В газе, конечно, таких запасов нет, там причины другие). Так или иначе, мы видим последовательный рост импорта. При этом, цены на газ/СПГ начали ползти вверх, Ормуз считай закрыт, а Европа с первого января планирует отказаться от импорта российского СПГ. Не исключено, что наконец-то начинается что-то интересное и на газовом рынке. Следим дальше.

РБК пишет, что «Полярный литий» (СП «Росатома» и «Норникеля») просит господдержки. Заявленная причина — пересмотр прогнозов внутреннего спроса (со 100 тыс. т в год до 10 тыс. т на 2030 год). Напомню, что «Полярный литий» после выхода на полную мощность должен производить 45 тыс. т (все цифры по эквиваленту карбонату лития).

Но, строго говоря, всегда было понятно, что проект экспортный. Не знаю, какие 100 тыс. т в год внутреннего спроса можно было ожидать, ведь даже двум гигафабрикам «Росатома» нужно около 5 тыс. т в год. А их мощность, в свою очередь, с запасом закрывает даже прогнозный спрос на аккумуляторы. А есть ещё и другие проекты - «Арктический литий», а также проекты по извлечению лития из попутных вод нефтегазовой добычи.

В общем, все российские добычные проекты начали развиваться под экспорт и скорее на ажиотаже ещё в период «литиевого пузыря». Сейчас цены на литий не на самых лоях, а на уровне 20+ тыс. долларов за тонну карбоната лития. Это скорее очень приемлемые цены для мировой индустрии в целом, и российской в частности — но нужен контроль затрат. Очевидно что «прокатиться» на литиевом пузыре и получать сверхприбыль, не особо заморачиваясь про себестоимость, уже не получится. Нужна ли господдержка в данном конкретном случае — вопрос, конечно, серьезного обсуждения не в рамках мини-заметки. Как минимум, нужно понять, что с экспортным спросом - в условиях санкционных ограничений на российскую продукцию возможны сюрпризы. И если дорогие даже восточные партнёры захотят скидку и так к не самой высокой цене, успех мероприятия неочевиден. Следим дальше.

P.S. Интересно, конечно, и какая в целом связь со внутренним спросом - а если бы он был на весь объём, тогда что, по любым ценам можно было бы его закрывать? Первичен всё же прогноз мировой цены (плюс в нашем случае риски скидок).

Ормузский кризис — ожидания (у некоторых) — более активное развитие ВИЭ.
Реальность — Индия выделит на программу углехимии $3,9 миллиарда.

Что тут интересного.
Первое — объёмы. В планах — газифицировать в рамках этой программы 75 млн т угля в год, это грубо, если 1 к 2, эквивалент около 37 млрд кубометров газа. Немало, а для Индии, где доля газа относительно невелика, так вообще очень приличная добавка.

Второе — суммы. Эти 4 млрд долларов — обратите внимание, это не инвестиции, это господдержка инвестициям. Сами ожидаемые инвестиции — в 8 раз больше.
Третье. Т.е. речь идёт об инвестициях на уровне 32 млрд долларов (может даже маловато на такие объемы). И это не случайно.

Газификация угля — недешёвое удовольствие. И без господдержки, как мы видим, не взлетает. И, кстати, довольно грязное (конечно можно сделать суперчисто, но тогда и супердорого). Поэтому и развивается это всё в мире ни шатко, ни валко (привет нашим любителям тезисов «главное — развивать переработку», без оглядки на экономику и экологию). Китай, правда, развивает (362 млн т угля в газификацию в прошлом году), но там всегда была ставка ну уголь и производные, как фактор энергонезавсимости.

И это мы ещё оставляем за скобками себестоимость угля (если высокие кап.затраты, значит себестоимость сырья должна быть низкая, чтобы это всё работало), а она по понятным причинам имеет тенденцию к росту. Поэтому работает только через господдержку и только в кризис (понятно, что строить будет долго - но в кризис пришло осознание, что многовато зависимости от импорта сырья для удобрений), и, скорее всего, закрыв глаза на некоторые экологические проблемы. Неужели нам нужно такое? Не уверен. Следим дальше.

На канале журнала «Нефтегазовая вертикаль» наткнулся на любопытный анонс статьи А.А.Конопляника. Чуть подробнее по ссылке, совсем кратко — тезисы:

у проекта «Балтийский СПГ» нет рыночных перспектив (напомним, это на 50% «Газпром»), «Средства, взятые на его реализацию из ФНБ, будут, по-видимому, впоследствии списаны, а убытки акционеров проекта будут перераспределены на «Газпром» и переложены через очередное повышение тарифов на потребителей страны»

предлагается объединение с «Мурманским СПГ» (это, разумеется «Новатэк»), «с консолидацией и экономико-правовой реконфигурацией двух проектов»

Когда прочитал, чуть со стула не упал. Если кто не в курсе, ув.А.А.Конопляник, человек близкий к «Газпрому» (10 лет до 2023 года, советник гендиректора «Газпром экспорта», ит.д., ит.п.).
Понятно, что сейчас формально ситуация изменилась, из-за вероятного будущего запрета импорта СПГ в ЕС. Но то, что этот СПГ пойдёт в Европу никогда и не анонсировалось (очень редкий, если не уникальный, строящийся завод без портфеля долгосрочных контрактов). Одновременно, всегда было понятно, что экономика по СПГ там слабая, и к тому же не совсем прозрачная, из-за смеси ГПЗ, СПГ и ГХК (последний на 100% у «Русгаздобычи»). Но вот почему-то сейчас «назвали кошку кошкой». В общем, ничего не понятно, но очень интересно. С нетерпением жду выход самой публикации. Тогда постараюсь ещё раз написать. Сейчас можно только гадать, какие там тезисы. Объединить проекты сложно, т. к. на Балтику пойдёт спец.труба с жирным газом (дальше разделение жирных компонент в нефтехимию). А в Мурманск пойдет обычный газ, тк одновременно решается проблема газификации области. Но автор, разумеется, всё это понимает, и это всё должно обсуждаться в статье. В общем, ждём.

Дефицит времени сохраняется, но тот случай, когда «не могу молчать». Пошла волна рассуждений на связке «сланцевая нефть (в США) — Венесуэла». Связка понятна — сланцевая нефть заканчивается, поэтому США идут в Венесуэлу. Если от геополитики перейти к экономике — те кто ожидали роста цен на нефть после исчерпания «сланца», теперь не ждут роста, т. к. у США «появилась» Венесуэла.

Очень-очень схематично и интегрированно изображаю то, что прочитал сразу в нескольких достойных и даже дружественных блогах, знаю, что кое-кто из них подписан. Не могу согласиться.

Во-первых, сама идея о том, что «сланцевая нефть заканчивается» начала у нас гулять на основе прогноза американской EIA о том, что в следующем году суммарная добыча в США снизится (на символический объём, намного ниже в принципе погрешности прогнозов). При том, что эти прогнозы часто оказываются ошибочными, причём в обе стороны. Так или иначе, по прогнозу мы имеем плато добычи в США на следующий год. (И одновременно по факту очередные абсолютные максимумы добычи в США в декабре прошедшего года). Означает ли это что «сланец всё». Не уверен.
Во-первых, на сланцах держать плато намного проще, чем наращивать добычу. Во-вторых, цены на нефть объективно низкие, «ниже нормы». Неудивительно что в США бурить в убыток, как раньше, никто уже не хочет. Но плюс 10-15 долларов за баррель и картина может сильно измениться (пусть и с характерными для сланцев временными лагами).

При этом даже сейчас США являются нетто-экспортёром нефти и нефтепродуктов (в честных млн т) с хорошими избытком (в эквиваленте свыше 1 млн б в сутки). (Любителям спекулировать на том, что США импортёры нефти — они всё это компенсируют экспортом нефтепродуктов, т. е. просто работают как переработчики). Т.е. США могут потерять заметную часть добычи и всё равно оставаться чистым экспортёром. Тут кто-то можно начать спекулировать по поводу легких фракций, которых в США действительно много, но извините, это даже более ценное сырьё под нефтехимию, которая единственная и остаётся драйвером глобального спроса.

И в этом смысле да, возможно США нужна тяжелая венесуэльская нефть под переработку, но это не то же самое, что «у США заканчивается нефть итд итп».
А c точки зрения себестоимости — не факт, что венесуэльская вязкая сильно лучше сланцевой. Хоть и нефти сильно разные — и по свойствам, и по способы добычи.

Итого, контроль над венесуэльской нефтью даст США какие-то доп.возможности в переработке — но в случае дополнительного давления предложения на рынок из Венесуэлы (это всё в любом случае не быстро) — экономика сланцев станет ещё хуже. Но не столько от геологии, сколько от низких цен. Захотят ли США ослабить свою отрасль ради допуска своих компаний к активной разработке запасов в Венесуэле? Не уверен.

В целом же — на мой взгляд, идёт какая-то подмена причины и следствия.
Цепочка «вот сейчас сланцевая нефть закончится, цены вырастут и заживём» уже казалось бы за десять лет показала свою несостоятельность, но остаётся популярной. Но логичней рассуждать в понятиях «сланцевая нефть стагнирует, потому что цены низкие». (А почему они низкие — отдельный вопрос, тут и политика «ОПЕК+», и очевидные проблемы со спросом, кто бы что не говорил). Но думаю глобальный ценовой потолок "сланец" по-прежнему будет держать пусть и с очень постепенным ростом этого потолка (т. к. лучшие места для бурения заканчиваются). Но извините, нефть и так, если нормировать на инфляцию, последние чуть ли не двадцать лет только дешевеет. Можно и подорожать чуть в реальных ценах.

Критика/комментарии традиционно приветствуются. Пара картинок для иллюстрации тезисов — в комментах.

По разным обстоятельствам перестал обновлять канал, очень потихоньку возращаюсь, пока через колонку для "ИнфоТЭК" (перепост выше ☝️).