Энергия вокруг нас

Разрыв между ценами на энергоносители для США, АТР и Европы: от газа к нефти.

Начнём с газа — даже спотовые цены на газ в Европе почти на 100 долларов за тыс.кубов выше, чем в Азии. Но нужно понимать, что Европа получает по биржевым (спотовым) ценам почти весь свой газ, в то время как в Азии по этим ценам реализуется всего около четверти, оставшиеся 75% — нефтяная привязка, где цены получаются сильно ниже даже при высоких сейчас нефтяных котировках.
На этом фоне те же тенденции уже наблюдаются казалось бы в более «унифицированной» по миру нефти — для Европы Саудовская Аравия увеличивает наценку к базовой цене. Для Азии КСА также увеличила цены, но зато АТР покупает сейчас большую часть российской нефти и со скидкой.

США хотя самообеспечены нефтью, но страдают от высоких цен из-за свободных перетоков нефти с остальным миром. Зато деньги достаются собственным добытчикам. По природному газу: из-за роста экспорта СПГ внутренние цены в США выросли в 3 раза от нормы — со 100 до 330 долларов за тыс. кубометров.

Goldman Sachs, как сообщает Bloomberg, предполагает, что пузырь в ценах на литий начинает сдуваться, а в следующем году средняя цена составит $16 тыс. за тонну. Для сравнения, сейчас 60+, до начала роста цен — 10, что близко к себестоимости+ обычная прибыль. Т.е. возврат ожидается на уровни +50% к стандартной цене. Это было в воскресенье, а во вторник (этот пн в США выходной) акции чисто литиевого производителя Livent упали на 8%, после того как в пятницу зафиксирован абс. максимум котировок (рис.)

Долгосрочно GS видит рост цен после 2024 года.

Кроме того, ожидается снижение цен на никель и кобальт. Два момента. С одной стороны, доля никеля используемого для сектора электромобилей в общем потреблении металла пока ниже, чем в случае лития. С другой стороны, из-за роста цен производители стали отказываться от батарей с никелем в пользу более дешёвых вариантов, которые хуже, но всё же приемлемы по характеристикам. Литий безальтернативен. Но прогноз — это только прогноз. #lithium #вотипосмотрим

В дополнение к вчерашнему коменту, всё же написал текст по мотивам колонки Л.Федуна. Как обычно, здесь некоторые тезисы вся логика изложения — по ссылке.

Вопрос поднят своевременно, но он шире нефтяного рынка и охватывает экспорт и других сырьевых и квазисырьевых товаров. В нашей стране давно взят курс на наращивание сырьевого экспорта. Отчасти это связано с опасениями очередной глобальной рецессии и просадки цен, отчасти такая модель позволяла быстро развивать сектора, где у нас есть преимущества.

Эта модель развития помогла при нынешнем обострении отношений со странами запада. Россия практически не производит незаменимых товаров, поэтому в теории к нам могли быть применены и более серьезные формы эмбарго и санкций со стороны недружественных стран. Но тем самым «незаменимым товаром», который позволил сохранять какой-то диалог, и стала сырьевая продукция. Но не сама по себе, а именно её значительные объёмы, заменить которые на мировом рынке нечем.

По большинству прогнозов глобальный спрос на нефть в уже конце десятилетия начнёт снижаться, это создаёт определённые риски для российского нефтяного экспорта. Поэтому Россия постепенно наращивала и прочий экспорт, что позволит скомпенсировать возможный спад экспорта нефти в будущем. Газ, удобрения, металлы, продовольствие - всё должно внести свой вклад. Но пока все эти объёмы продукции на фоне дорогой нефти лишь увеличивают валютные поступления.

Варианты возможны самые разные — от ещё долгого углеводородного века до заметного снижения спроса на нефть уже к 2030 году. Но раз есть вероятность падения доходов, то нынешняя стратегия выглядела хотя бы приемлемой. Сейчас же в эту схему вмешиваются два обстоятельства.
Во-первых, риск блокировки валюты. Но это не главное. Замороженные средства уже заморожены, а новые резервы можно хранить и в валюте других дружественных государств. Вторая проблема важнее — это риск длительной глобальной инфляции на фоне низких процентных ставок, которые эту инфляцию не покрывают. Валютная «заначка» просто сгорает при долларовой инфляции свыше 7% и кратно меньшим ставкам по американскому госдолгу. А рост цен на нефть и газ, вероятно, будет скоррелирован с инфляцией.

Если говорить конкретно про нефтяной сектор, то здесь, если ничего не предпринимать (запуск новых месторождений, дополнительные методы нефтеотдачи на старых месторождениях), российская добыча сама по себе будет снижаться со скоростью около семи процентов в год. Роста предложения у нас и не ожидается, напротив в прогнозах предполагается, что только на фоне инвестиций мы будем удерживать текущую «полку» добычи.
В прочих секторах объёмы растут. Сейчас на фоне санкций возникла пауза в реализации многих проектов, но в перспективе стройки возобновятся.

Если говорить о конкретных цифрах, то в прошлом году выручка от экспорта нефти и газа составила около $250 млрд долларов. Остальной экспорт, включая и прочее сырье, и несырьевые сегменты — ещё столько же, при суммарном импорте в 300 млрд. Но не стоит забывать и о наполнении бюджета, а здесь свой счёт. При замене нефтяного экспорта, скажем, на экспорт СПГ при одинаковых валютных поступлениях в страну, доходы бюджета окажутся ниже вследствие различной налоговой нагрузки на эти два сектора.

Возможное разрушение годами складывающейся модели развития приведёт к различным перекосам, но и постоянный избыток обесценивающейся валюты стране оказывается не нужен. Вопрос, на что потратить избыток валюты, сохраняется. Конечно, существует достаточное количество технологий, оборудования, которое хотелось бы приобрести, поэтому одним из решений мог бы стать импорт средств производства для выпуска хотя бы части продукции, которую необходимо импортозаместить.

Пока непонятно, удастся ли обуздать глобальную инфляцию. Если вдруг она снизится, то упадёт и напряжение в описанной проблематике. Но если текущие инфляционные тенденции в мире сохранятся одновременно с мягкой ДКП, вопрос о необходимости обмена нашего экспорта исключительно на что-то нам нужное станет ещё актуальней. https://ria.ru/20220531/neft-1791914389.html

РБК публикует практически программный текст Л.Федуна о том, зачем мы добываем и экспортируем слишком много нефти, складируя лишние доллары в резервы. Вопрос уже давно был актуален, но сейчас он очевидно обострился. И дело не только, и может быть не столько, в заморозке ЗВР, но главное — в глобальных инфляционных процессах, в результате чего валютная заначка просто сгорает при долларовой инфляции 7+ и кратно меньшим ставкам по американскому госдолгу. А рост цен на нефть вероятно будет скоррелирован с инфляцией.

Конечно, возникают вопросы, всё совсем уж просто быть не может.
И то, что этот «лишний» экспорт при всём при том одновременно обеспечивает местные налоги, рабочие места и прочее- прочее. Конечно, в нефтяном примере автор обращает внимание, что при сокращении добычи упадёт текущий геополитический дисконт, и за счёт этого суммарная выручка возможно даже увеличится.

Но если распространить эту логику на прочие сектора, то у нас и по другим сырьевым и квазисырьевым товарам заявлено немалое число новых экспортных проектов, которые одновременно дают толчок и развитию регионов, и наполняемость их бюджетов. Как быть с ними?

Наконец, нельзя не отметить определённую корпоративную заинтересованность: инициатива исходит от представителя компании (Лукойл) в лучшем случае со стагнирующей добычей, в то время как две наши «главные» нефтяные госкомпании свою добычу планируют только расширять.

Простых решений здесь нет, но постановка вопроса в текущих обстоятельствах очень правильная, надеюсь текст вызовет общественную дискуссию.

Как выглядят сейчас поcтавки газа в ЕС?
Три источника — практически стабильны и не меняются — немного газа из Азербайджана (оранжевая линия), стандартные около 100 млрд в год из Норвегии (жёлтая) и совсем слегка снижающиеся поставки из Северной Африки (зелёная).
Теперь то, что нам интересно в динамике -

СПГ (тёмно-синяя линия) — пока падения нет, но это данные на 24 мая, последние новости были, что некоторые страны АТР уже тянут потихоньку СПГ на себя.

Великобритания (светло-синяя линия) — по сути это те же поставки СПГ через газопроводы между островом и континентом, но Британия уже не в ЕС, теперь отдельный счёт. Важная добавка для Европы, часто на этом направлении почти нулевой объём, а сейчас около 30 млрд в годовом исчислении.

И, самое главное, российские поставки (скромно называемые на графике East) — красная линия. Поставки уже меньше 100 млрд в годовом исчислении, на минимумах с момента отсчёта графика т.е с октября. Но думаю это вообще очень многолетние минимумы. Источник: Entsog.

Пишут, что одна ПЭТ-бутылка с полигона (для вторпереработки) стоит до 70% от цены новой бутылки. Даже если чуть уменьшить эти крайние оценки, разве тут может быть нормальная экономика, учитывая в каком состоянии бутылка приходит с полигона.

Хотя, казалось бы ну заведите вы раздельный сбор только под ПЭТ, спец машину для сборки и должно быть уже намного выгоднее, если на месте чуть подпрессовывать всё это, иначе конечно за счёт объёма такие перевозки неинтересны.

Конечно, у нас всяких проблем хватает, но тут такой 100%-ный win-win, что просто жалко упускать:
1) Решается проблема уменьшения мусора, и кстати разгружаются в таком случае обычные мусоровозы
2) Не надо гонять бутылку на полигон и обратно, в лучшем случае где-то через сортировку с прочим мусором, что тоже ещё та история
3) Сырьё для вторпереработки будет тогда в разы чище, это и рентабельность производства и просто меньшие затраты воды в первую очередь, а они приличные за счёт отмыва вторсырья.
4) Уменьшится импорт ПЭТ, а он у нас сохраняется и по бутылочному ПЭТ и по волоконному.
Может у кого-то работает система двух контейнеров, но у нас судя по косвенным признакам пока ничего не поменялось на этот счёт. А платёжки за мусор все уже почувствовали в квитанции как скакнули - то есть даже если экономика вывоза именно ПЭТ получится не особо, мы её субсидируем и в платежке за мусор. Но за что платим, неясно. Простейшее дело с понятным результатом.

Регулярно наблюдаю, как некоторые граждане выбирают из контейнеров не только алюминиевые банки, но просто чермет. Значит, это выгодно. А если минимально это стандартизировать, да просто поставить отдельный контейнер под металл, его и вывозить не надо будет. То же касается и бумаги. Уже конечно много про это сказано, извините, накипело. https://rupec.ru/news/49201/

Картинка Platts по нашему экспорту/импорту полимеров в/из ЕС. Экспорт полипропилена из РФ в ЕС попал под санкции, но до июля можно закрывать контракты. Видно, что экспорт растёт: якобы дают скидку + экспортёры тратят складские запасы для ЕС. Импорт же полимеров в РФ падает, хотя пока ещё запрета нет. О том, что российские предприятия сейчас стараются заменить номенклатуру марок, которая оставалась импортируемой даже после выхода РФ на самодостаточность по полимерам, писалось и ранее. Но каучуки под запрет на экспорт не попали. Плюс, как недавно писал «Сибур», появляется дополнительный спрос на внутреннем рынке из-за ограничений работы иностранцев в шинном сегменте. В общем, пока всё выглядит неплохо — нужно замещать выпадающий импорт внутри страны, а экспорт сохраняется. Самое интересное будет в 2м полугодии, когда экспорт придётся полностью переориентировать в АТР. Но к тому времени обещают ураганы в США, в прошлый раз это сильно подкосило выпуск в Мексиканском заливе и привело к скачку цен на полимеры.

Как стало сегодня известно, «Новатэк» планирует создавать свою технологию крупнотоннажного сжижения на 5 млн т мощности. Уже многие отписались, но ещё раз кратко, раз уж давно отслеживаем эту тему.

Строго говоря, не совсем понятно, зачем делать сразу крупнотоннажное решение, если:
1) первый опыт с среднетоннажкой 0,9 млн т был не самым удачным, т. е. риски высоки. Настолько неудачным, что от далее планирующегося «Обского СПГ» на докризисном этапе было решено отказаться.
2) блоки из среднетоннажных линий, которые и есть смысл сейчас «допиливать» — хорошая замена крупнотоннажному решению.

Ставка же сразу на крупнотоннажное сжижение рискованна и выглядит немного странно. Но это если не рассматривать вариант, что мы чего-то не знаем. Например, если, скажем так, будут заимствованы какие-то решения с действующих крупнотоннажных линий. Ведь в нынешних обстоятельствах уже нет никаких причин для соблюдения всех правил. А локализация теплообменника, главного элемента, у нас уже прошла. Но и без теплообменника хватает сложного оборудования, производство которого лишь усложняется с увеличением мощности. Смогут ли наши предприятия сделать всё с нуля? Самый яркий пример — те же газовые турбины, где мощность российских вариантов фактически лимитировала единичную мощность СПГ-завода на российском оборудовании.
Так или иначе, цель поставлена рискованная и амбициозная — перейти сразу к крупнотоннажному сжижению, практически «перескочив» среднетоннажку. Следим дальше.

UPD: на ТАСС вышел материал с прямой речью, из которого можно сделать вывод, что 5 млн тонн = всё же 2 блока по 2.5, всё на Обском СПГ (который в какой-то момент был ГХК, а теперь похоже опять СПГ). В таком случае, логика нового проекта близка к логике блоков из среднетоннажных заводов, хотя 2.5 - тоже уже немало. Но примерно так и планировать укрупнить "Арктический каскад" = "Ямал СПГ, 4линия", если бы всё было идеально.

Написал колонку по литиевой тематике. Как обычно, здесь кратко, по ссылке — подробней

Мировой рынок лития в центре внимания. Ведь цены на этот металл выросли в десять раз за последние полтора года. Напомним, что литий — ключевой компонент для аккумуляторов, а значит и электромобилей.

В данных по глобальному предложению и спросу на литий есть две особенности. Во-первых, рынок лития стремительно растёт, на уровне не менее 20% в год. Поэтому цифры очень быстро устаревают, к примеру в первой половине 2022 года доступна статистика ещё от 2020 года, а по факту в 2022 году спрос будет уже на 40% больше. Спрос на 2022 год - 640 тыс.т. А уже в 2030 году ожидаемый спрос составит 2 млн т.

Во-вторых, в большинстве случаев (как и выше) приводятся данные в пересчёте на карбонат лития. Но в некоторых случаях оценки могут быть и в пересчёте на чистый металл, так дает свои данные статистический сборник компании BP. Разница будет существенной — в карбонате лития содержание самого лития составляет 19%. Соответственно цифры в виде карбоната будут примерно в пять раз выше, чем оценки по чистому металлу. Это также нужно иметь в виду.

Крупнейшим производителем лития является Австралия (46%), потом Чили (24%), Китай (16%) и Аргентина (6%). Кроме того, значительные запасы сырья для производства лития есть у Боливии. Именно к этой стране приковано внимание у нас после отказа Аргентины и Чили поставлять литий в Россию, но пока в Боливии добываются совсем небольшие объёмы (на уровне тысячи тонн в год). Есть два основных традиционных способа добычи. Первый способ - из рассолов особых подземных вод с высоким содержанием лития. Этот вариант используется в Аргентине, Чили и Китае. Второй способ - добыча из содержащего литий минерала сподумен, он применяется в Австралии.

Итак цены на литий выросли в десять раз. От примерно 7,5 тысяч долларов за тонну (опять-таки в пересчёте на карбонат) в конце 2020 года до 75 тысяч сейчас. Себестоимость добычи — $6-10 тыс за тонну. Запасов лития в мире достаточно, но на разработку нового месторождения требуются годы, а спрос увеличивает цены уже сейчас. Но так как изначально вовлекаются самые рентабельные запасы, себестоимость добычи на новых участках будет выше, это может привести к тому, что даже после сдувания текущего пузыря цены уже не вернутся полностью к старым отметкам.

Но доля расходов на литий и другие металлы в общей себестоимости аккумуляторов невелика, основная добавленная стоимость образуется на прочих этапах производства. В результате, даже кратный рост цен на литий приходит к умеренному подорожанию накопителей. Оценки несколько разнятся, но речь идёт пока максимум о десятках процентов.

Что всё это означает для России? Наша страна — импортёр литиевого сырья. Тем не менее, России выгоден дорогой литий по сумме двух факторов.
Во-первых, в нашей стране также есть запасы лития. В виде минералов они есть, к примеру, в Мурманской области. Рассматривается вариант попутной добычи лития из рассолов в Восточной Сибири, на Ковыктинском месторождении при добыче газа. Но себестоимость добычи окажется выше. Концентрация лития в наших рассолах ниже тех, что в той же Латинской Америки. Поэтому применяться будут другие методы добычи лития, в частности, прямая экстракция. Этот способ становится конкурентоспособным при высоких ценах, скажем, на уровне $25 тыс. за тонну карбоната лития.

Конечно можно добывать литий у нас в стране при любой глобальной цене и защитить нашего производителя импортными пошлинами. Но это негативно отразится на конкуренции уже наших производителей батарей. Как другие страны с запасами нетрадиционной нефти начинают самостоятельно добывать нефть при высоких ценах, так и Россия окажется самодостаточной по литию при устойчивом увеличении мировых цен.
Второй аспект более очевидный, он связан с электромобилями. При прочих равных дорогой литий или же его физический дефицит замедляет электромобилизацию, что позволит дольше сохранять спрос на нефть. https://ria.ru/20220525/litiy-1790456310.html

Новый текст ув. С.Вакуленко безусловно интересен к прочтению всем, кто интересуется деталями бывшей работы «Газпрома» на европейских рынках в контексте функционирования дочерних компаний. Мне бы хотелось обратить внимание на следующее. Как известно, после того как Gazprom Germania (а внутри были трейдеры и поставщики газа на европейский рынок) попал под контроль немецких регуляторов, почти все дочерние компании Gazprom Germania попали в российский санкционный список, соответственно поставки "Газпрома" по этим контрактам были прекращены. Почему? Далее, цитата из текста:

«Скорее всего, в этих контрактах использовались формульные цены на газ, привязанные к нефтяной корзине, которые при нынешней ценовой конъюнктуре достаточно выгодны для покупателей. Когда-то именно такие формулы, возможно, выбрали для того, чтобы оставить часть прибыли в этих европейских подразделениях для дальнейших инвестиций в Европе. А нынешние российские санкции, видимо, должны дать «Газпрому» более твердые юридические основания отказаться от исполнения этих невыгодных для него контрактов в отношении своих «дочек», попавших под контроль немецкого правительства.»

Честно говоря, не до конца понятна первоначальная мотивация — совершенно не обязательно изначально было понятно, что «нефтяной» контракт был бы дешевле цены европейских бирж. Или же были сделаны такие коэффициенты привязки к нефтяной корзине, что цена оказалась бы почти гарантированно ниже цены "спота"? Но здесь важнее само предположение о нефтяной привязке в этих контрактах, высказанное очень осведомлённым автором.

Если это так, то здесь два соображения.
Во-первых, раньше писал, что особо жалеть потерю европейского трейдинга не нужно, коллеги указывали на неплохую прибыль, в свою очередь возражал, что с помощью контрактных формул центр прибыли можно легко сдвигать в ту или иную сторону. Что мы возможно и видели. И в общем-то хорошо, что этот центр прибыли сейчас вновь смещается в РФ, а не к европейским дочкам, пусть даже самого «Газпрома».

Во-вторых, в таком случае получается, что «остатки» нефтяной привязки в газпромовских поставках в условную Европу связаны не только с Турцией и, быть может, некоторыми странами юго-восточной Европы, но и с контрактами Gazprom Germania.
После их отмены мы должны увидеть большую корреляцию средней цены продаж "Газпрома" со спотовыми ценами в ЕС (в текущих условиях = рост цены). Правда, с раскрытием информации становится всё хуже и хуже, но это уже другая история.

Основная добыча лития приходится на Австралию, Аргентину, Китай и Чили. А вот разбивка по компаниям — на пять приходится большая часть. Пока посмотрел кратко.
1. Albermarle (США) – около трети выручки от лития при старых ценах, сейчас много больше. Остальное — другая химия. Добыча в Чили, Аргентине, Австралии.
2. SQM = Sociedad Química y Minera de Chile, как уже понятно это чилийская компания, хотя есть инвестиции и в Австралию. Исторически производил нитрат калия.
3. Ganfeng (Китай) - чисто литиевая компания, причём вертикально интегрированная, вплоть до батарей.
4. Tianqi – Китай, есть инвестиции и в Австралию, владеет 24% SQM
5. Livent (США) отсоединившийся в 2018 году литиевый сегмент от компании FMC, если на старых картинках видите FMC в контексте лития, то это одно и то же. Основная добыча в Аргентине.
Подозреваю, что в «прочих» находятся в основном несколько средних по размеру австралийских производителей.
Всегда пишу источник рисунка, но тут не вспомню, откуда взял. #lithium

А.Маланичев обращает внимание, что на мировом нефтяном рынке сложилась нетипичная ситуация - крепкий доллар (по отношению к корзине валют) и дорогая нефть, обычно здесь наблюдается обратная зависимость. Действительно, мы со своим особым случаем в паре рубль-доллар этого не чувствуем, но индекс доллара сейчас на многолетних максимумах. Раскорреляция отчасти объясняется геополитическими рисками выпадения части российского экспорта. И, делает вывод автор, в случае снижения этих рисков следует ожидать снижения цен на нефть ниже 100 долл. Хотя судя по приведённому графику в случае полной корреляции нефть должна быть ближе чуть ли не к 60.

Вернёмся ли мы к норме? Автор прогнозирует, что скорее да. Но последние годы нефть ходила в широком, но диапазоне (условно 60-110), а долларовая инфляция была незначительна. Сейчас же нет гарантий, что этот диапазон цен на нефть в принципе будет сохраняться и далее. Ведь в случае продолжения инфляционного сценария нефть будет постепенно дорожать (хоть возможно и через снижение) просто в силу постепенного роста себестоимости добычи. Уже сейчас мы видим это на сланцах, где всё проявляется быстрее, в том числе и рост затрат. https://t.me/technology_vs_geology/1888

Самые наблюдательные наблюдатели наверняка заметили кажущееся противоречие в колонке по газовому рынку ЕС: сокращение импорта росс. газа ожидается пока примерно на 40 млрд кубов, а текущий импорт СПГ транслируется в годовые объёмы импорта в 120-150 млрд при «норме» европейского импорта СПГ в 75 млрд. Но в таком случае, если дополнительный СПГ заменит российский газ, то , казалось бы, экспорт «Газпрома» должен также снизится на те же 45-75 млрд (А ведь есть ещё падение спроса из-за цен +поток СПГ через Великобританию).

Собственно поэтому ПХГ в ЕС заполняются очень и очень неплохо. Из графика видно, что темп заполнения (наклон) — выше среднего при тонком потоке из РФ (менее 100 млрд в годовом исчислении). Рекордные объёмы СПГ всё компенсируют.

Разгадка проста — Азия пока берёт мало СПГ, но скоро сезон кондиционирования, а там и к зиме нужно готовиться. Тогда поток СПГ в Европу и снизится. Но если вдруг этого не произойдёт, то падение экспорта из РФ действительно окажется > чем 40 млрд. Продолжаем следить.

Все мы следим за рынком лития, и разумеется, это правильно. Но всё же нужно понимать, что по объёму он совсем невелик. Мировая добыча — около 400 тыс. т. в год (в пересчёте на эквивалент карбоната лития). Цена сейчас на фоне дефицита выросла почти в 10 раз от «нормы» (даже газовики завидуют), - больше $60 тыс. за тонну, хотя ещё недавно была в районе около $6-10 тыс. за тонну, что соответствует умеренной прибыли к себестоимости добычи. Т.е. весь рынок сейчас — это скажем от $4 млрд (если считать по себестоимости и недавним «нормальным» ценам) до $25 млрд в текущем «пузыре». Крупные суммы, но в масштабах планеты — ни о чём. Выводов тут несколько.
Во-первых, всё это ещё раз показывает, насколько пока невелик сектор электромобилей.
Во-вторых, за счёт того, что доля расходов на литий в аккумуляторе относительно невелика, даже нынешний кратный рост цен приводит к росту цен на аккумулятор пусть на 10-30%. Это неприятно, но приемлемо. Если не будет роста цен на литий ещё на порядок, в чём сомневаюсь, то в конечном счёте всё упрётся в физические ограничения на объёмы поставок, а не в цену. #lithium

У «Газпрома» и Европы появилась общая цель
Написал про ситуацию на газовых рынках. Как обычно, тут кратко, по ссылке подробно.

Напряжение на глобальном газовом рынке несколько снизилось, а цены в Азии упали на уровень $800 долларов за тыс. куб.м, что раза в два выше былой «нормы». Но в континентальной Европе цены остаются высокими ($1000-1200), что связано как с относительно небольшим потоком газа из России уже сейчас, так и с рисками, что напряжение в газовых отношениях сохранится на длительный срок.
Любопытно, что газ в Великобритании намного дешевле, чем в ЕС — разница в цене составляет около $500: из-за инфраструктурных ограничений избыток импорта СПГ в Великобритании не может добраться до континентального европейского рынка.

Сейчас СПГ-терминалы ЕС (то есть уже без учёта Великобритании) импортируют около 150 млрд куб.м СПГ в годовом исчислении, и это уже близко к пределу возможностей. С учётом того, что обычная «норма» импорта СПГ в ЕС составляет около 75 млрд в год, то получается что заместить российский газ на СПГ удастся на 75 млрд куб.м. Это грубый подсчёт, но общую картину он показывает. Снижение российского экспорта в этом году скорее будет меньше, чем 75 млрд, приведённые оценки — это оценки сверху. В том числе и потому, что остаётся главная проблема: с каждой новой партией СПГ, «внепланово» взятой с рынка цены растут.

Но решение в ЕС принято: поставить дополнительные терминалы СПГ. Но это дело не быстрое, чуть проще использовать плавучие терминалы, FSRU (floating storage and regasification unit). В мире уже 48 FSRU, но большинство из них при деле. Тем не менее, немецким компаниям удаётся найти до четырёх свободных FSRU, часть из них может быть запущена уже этой зимой. В среднем, одна установка — это около 4-5 млрд куб.м газа в год.
Вероятно, далее эти объёмы будут подключены к сухопутным коридорам наших «Северных потоков», что усложнит использование обоих потоков одновременно, если в этом вдруг будет необходимость. СП-1 работает на полную мощность лишь на сухопутной инфраструктуре от СП-2. Ведь часть мощности сухопутного продолжения отобрано по правилам Третьего энергопакета.

На этом фоне наша страна также не стремится наращивать объём экспорта. Во-первых, российские санкции против владельца польского участка газопровода означают, что «Газпром» теперь вообще не может прокачивать по «Ямал-Европа». А Польша уже не сможет забирать российский газ по виртуальному реверсу из этой трубы. Снизились объёмы через Украину, так как «Нафтогаз» отказался принимать газ на «Сохрановке», заявив что теперь не контролирует её. Остались только объёмы, которые идут через станцию «Суджа».
Итого, если мы говорим о поставках в Европу (то есть без Турции), у нас остаётся «Северный поток-1» (55 млрд куб.м в год), остаточные объёмы через Украину а также европейская ветка «Турецкого потока». Сейчас экспорт в сумме уже заметно меньше 100 млрд куб.м в годовом исчислении.

Парадоксальным образом, интересы ЕС и «Газпром» сошлись. С одной стороны, Европа пытается отказаться в меру возможностей от российского газа, но и «Газпром» не старается сохранить максимум экспорта, понимая, что оставшиеся объёмы оказываются очень критичны для ЕС, а слишком высокий уровень экспорта из России сейчас позволит Европе быстрее наполнить хранилища, а значит и усилить свои переговорные позиции.

Оценки падения экспорта в этом году - 40-50 млрд. В 2021 году экспорт сетевого газа составил 140 млрд куб.м (без учёта Турции), а значит по итогам года экспорт «Газпрома» в Европу в базовом сценарии составит около 100 млрд куб.м или чуть меньше. Снижение объёмов в полтора раза пока с лихвой компенсируется ценами, выросшими в три и более раз. https://ria.ru/20220515/gazprom-1788535563.html

Статистика поставок «Газпрома» в т.н. дальнее зарубежье (т. е. за пределы б.СССР) становится всё запутаннее — в том смысле, что для понимания разных аспектов оказываются нужны разные группы цифр. Раньше всё было просто - «Газпром» стремился к цифре в 200 млрд экспорта, сюда входили страны Европы (в основном ЕС) + Турция.

Сейчас пока нет официальной статистики за 2021 год, но примерные цифры можно понять.
В ЕС - 140 млрд трубопроводного газа (+ 15 млрд СПГ, но это уже в основном «Ямал СПГ», не «Газпром»).
В Турцию — скоро узнаем, но ближе к 30 млрд кубометров.
В Китай — 11 млрд кубометров.
По старому счёту, кстати, в дальнее зарубежье получается около 180 млрд кубометров, совсем неплохо.
Тем не менее, сейчас делить объёмы для разных оценок становится правильно.
В Китай — вероятно невысокая рентабельность поставок, в Турцию — нефтяная привязка, т. е. нет сверхприбылей европейского рынка.
Кроме того, для оценок планов отказа ЕС от российского газа, доли России на рынке Европы, а также всех расчётов по мощности пока ещё действующих газопроводов нужны именно цифры экспорта в ЕС, т. е. 140 млрд.
–
По Турции тоже интересно — официально сообщалось, что "Голубой поток" в 2021 год загружен был полностью — на 16 млрд. Если суммарный экспорт составит около 30 млрд, значит в Турецком потоке (мощность 15,75) свободного места осталось совсем немного. Правда, если будет ещё больший рост спроса в этом году (СПГ то сильно дорог) видимо можно что-то перекинуть из второй нитки Тур.потока, думаю в Европу она полностью сейчас не загружена.

История с вероятным прекращением транзита через «Сохрановку» не интересна с точки зрения объёмов, там проходит четверть, остальное - через второй пункт, «Суджа». На этом фоне стоит пустой «Ямал-Европа».

Интереснее здесь вопрос потоков по направлениям. Считается, что Украина не использует росс. газ для собств. нужд (реверс - за скобками). Но что внутри укрГТС, мы не знаем, вероятно, технологически где-то проще взять росс. газ для внутреннего рынка, а в транзит пустить газ собств. добычи. Почти весь украинский газ добывается в Полтавской и Харьковской областях. Как видно из карты, газ из «Сохрановки» возможно был удобен для снабжения восточных и южных районов. И если поставка туда прекратится, то придётся перенаправлять поток. ГТС Украины всё ещё гибкая, разветвлённая система с большим числом дублирующих газопроводов. Вероятно, перенаправить удастся. Но для внешнего наблюдателя ГТС Украины - «чёрный ящик», особенности работы которого можно понять по подобным форс-мажорным историям. Чем эта история и интересна.

Сланцевая нефть: почему добыча сильно дорожает и плохо растёт

Написал немного, что сейчас происходит со сланцем в США, как обычно, тут выжимка, по ссылке - подробней

Краткая предыстория. В середине марта 2020 года США добывали рекордные 13 миллионов баррелей в день, а число работающих на нефть буровых установок составляло 683 единицы. Вскоре после локдаунов и падения спроса на нефть, число работающих буровых сократилось в четыре раза, но американская добыча упала всего на 2-2,5 миллиона баррелей в день, то есть менее чем на 20%. Тут есть эффект инерции, всё-таки даже если просто перестать бурить, добыча начнет снижаться очень постепенно. Но главное — что оставшиеся работающие буровые установки были перенаправлены на самые лучшие, высокопродуктивные участки.

Дальнейшее развитие событий известно — сделка ОПЕК+, постепенное восстановление спроса, а с ним и наращивание добычи, которое идёт до сих пор. Негласно к ОПЕК+ присоединились и американские сланцевики. Они не стали пользоваться восстановлением цен, а самоограничили себя в новом бурении. А заодно, но фоне хороших доходов, стали рассчитываться с долгами и возвращать деньги акционерам. Постепенно, объём добычи увеличился и в США, равно как и число буровых. Сейчас в стране работает 80% буровых по сравнению с доковидным значением. А добыча восстановилась до 11,9 млн барр. в день, но это на 1 млн меньше, чем до коронавируса. Что интересно сейчас?

Несмотря на высокие цены на нефть, сланцевая добыча не выходит даже на докризисный уровень. Сланцевые добытчики жалуются на дефицит всего — от рабочих рук, до материалов и оборудования. В значительной мере дефицит оказался отражением пандемии и предыдущего сворачивания объёмов работ ранее. Всё это, во-первых, увеличивает стоимость бурения новых скважин. Во-вторых, увеличивает сроки работ. Кроме того, материалы, необходимые для бурения, сильно подорожали и сами по себе, что связано с общим увеличением цен на многие базовые продукты. Например за последний годы на 40% выросла в цене сталь, а значит и трубы для скважин. Почти удвоилась и стоимость аренды буровой установки. Для некоторых компаний сейчас новые скважины уже обходятся на 35% дороже, чем даже совсем недавно, в декабре прошлого года. В результате, к концу года ожидается всё же небольшой рост добычи до 12,6 миллиона баррелей в день, но это по-прежнему на 0,4 миллиона меньше даже по сравнению с «доковидными» значениями.

Наконец, ещё один фактор. Это так называемые DUC (drilled but uncompleted), незаконченные скважины. Что это такое? Скважина бурится, но гидроразрыв пласта, после чего и возможна добыча, откладывается на потом. Практически с самого начала активной сланцевой добычи число таких незаконченных скважин росло, по разным причинам компании предпочитали делать такой запас. И накопили их несколько тысяч. Но с лета 2020 года всё изменилось — незаконченные скважины, которые копились в течение пяти лет, начали активно тратиться, то есть проводится гидроразрыв и из них идёт добыча.

Итак, вероятно добыча будет расти, но из-за сложностей совсем небольшими темпами, которые в теории могли бы быть намного выше, учитывая текущую геополитическую и ценовую обстановку.
Весь этот расклад не гарантирует высокие цены на нефть, хотя такой сценарий остаётся базовым. Риски известны — и они со стороны спроса. Хотя разрушение спроса из-за цены на нефть, как считается, начинается ближе к уровню $200 за баррель, но существует и риск общей рецессии в экономике. Другой фактор риска — новые коронавирусные ограничения в Китае

Себестоимость добычи сланцевой нефти заметно выросла, и речь похоже идёт о десятках процентов. Вопрос в том, будет ли вообще обратим текущий резкий рост затрат и если да, то в какой степени. И вопрос важный, ведь на длинной дистанции именно себестоимость сланцевой нефти, как одного из замыкающих поставщиков на нефтяном рынке, определяет и глобальную цену на этот энергоноситель.
https://ria.ru/20220507/ssha-1787346627.html

Коллеги сообщают слухи о будущем Балтийского СПГ-ГПЗ/ГХК. Слухи есть слухи, но выглядит логично и предсказуемо: проект СПГ закрывают, газопереработку и далее газохимию попробуют вытянуть. Это значит, что в регионе будет очень много "сухого" газа - во-первых, это газ после выделения на будущем ГПЗ "жирных" фракций для газохимии из жирного газа (сейчас готовится отдельный газопровод из Зап.Сибири) - ранее предполагалось, что он пойдёт на СПГ. Во-вторых, использование одной из ниток "Сев.потока-2" для собственных нужд, о чём сообщил сегодня "Газпром".

В сумме это (1 нитка СП-2 плюс сухой газ с будущего ГПЗ) = 45 млрд кубов в год. В принципе, регион был немного дефицитный по газу, но сейчас получается хороший запас. Куда всё это пойдёт? Новые экспортные проекты, относительно простые и на газе (аммиак-метанол итп.)? Газификация Карелии и Мурманской области, что когда-то ожидалось с севера за счёт Штокмана, а теперь будет с юга? Следим дальше. https://t.me/purechemistry_mv/476

UPD: По альтернативным, заслуживающим довериям, сведениям, СПГ в рамках Балтийского проекта быть, хотя конечно изменятся и сроки и как минимум часть поставщиков оборудования. Тем интересней интрига.

Польша продолжает получать российский газ в прежних объёмах (эквивалент 10 млрд куб.м. в год или чуть больше), но теперь двумя маршрутами. Напомню, что сразу после прекращения поставок в Польшу российского газа все восточные точки входа «обнулились», но нужный объём стал поступать физическим реверсом газопровода «Ямал-Европа» со стороны Германии. Сейчас этот объём разделился примерно поровну — половина по-прежнему со стороны Германии, а половина — из Белоруссии. Это всё официально и законно, с востока немецкий (вероятно) импортёр перепродаёт объёмы Польше по виртуальному реверсу. Строго говоря, с самого начала можно было сохранить этот транзит, но возможно решили «показать нули» по точкам входа с востока в первые дни после прекращения поставок.

Кстати, похоже, «Газпром» перестал делать своё раскрытие по объёмам поставок в ЕС (см. рис.). Можно было бы списать на праздники, но ранее видел цифру «0» по поставкам из Белоруссии на 27 апреля. Сейчас вся эта строчка исчезла, новых цифр также пока нет.