Энергия вокруг нас

Кажущееся противоречие: с одной стороны, доля "спота" на рынке СПГ высока (свыше 30%), с другой стороны — все производители стараются заключить долгосрочный контракт.

В чём разгадка - как мерять "спот" - со стороны конечных покупателей или со стороны первых продавцов (производителей) СПГ, учитывая массу посредников в секторе. Собственно, на картинке (МЭА) всё видно. Трейдеры с СПГ-портфелем покупают по долгосрочному контракту (т. е. у производителей) намного больше, чем продают по контракту конечным потребителям. Разница - около 170 млрд куб.м, это почти весь спотовый рынок. Остальное - «излишки» с заводов СПГ, истекшие контракты.

Кстати, сейчас ситуация будет меняться ещё из-за двух факторов. С одной стороны, будут активно истекать старые контракты (все ли владельцы СПГ заводов захотят их продлевать?, ведь завод уже окупился, и можно рискнуть и заработать больше на споте). С другой стороны - импортёры хотят больше долгосрочного контракта (правда, по хорошей цене) после нынешней свистопляски на рынке.

Судьба «индийского» СПГ с Ямала, который обсуждался в предыдущем посте, и который, как предполагалось, мог быть вновь «переоформлен» в рамках долгосрочного контракта во время Индийской энергетической недели, похоже так и осталась неопределённой. Несмотря на некоторые прогнозы о новом контракте, по факту стороны подписали только необязывающий Меморандум о взаимопонимании. Значит пока опять как минимум часть объёмов (частично идут поставки в Индию — правда непонятно на каких ценовых условиях) остаются в распоряжении «Новатэка» и (части?) партнёров по «Ямал СПГ».

Любопытно, что в Меморандуме также сообщается о планах поставлять низкоуглеродный аммиак (проект «Обский ГХК»), но при этом Л.Михельсон объявил и о планах скоро принять инвестрешение по «Обскому СПГ» (одна и та же сырьевая база, но проект менялся то в сторону СПГ, то в сторону безуглеродного аммиака).

Думаю, что пока будет СПГ-завод, а историю с низкоуглеродным аммиаком возможно отложат на какие-то другие месторождения (главное — найти, куда закачивать улавливаемый углекислый газ). Ведь в производстве аммиака тоже могут возникнуть и технологические сложности (а по СПГ как никак технология есть своя, которую к тому же нужно оттачивать на чём-то), да и зелёная повестка в части борьбы с выбросами углекислоты пока уходит на второй план на фоне энергокризиса.

Кому достался «индийский» газ с «Ямал СПГ»?

Судя по всему, история с ямальским СПГ для Индии так и не решилась. Напомню кратко суть , хотя в течение прошлого года вопрос уже обсуждался, в т.ч. и здесь.

Много лет назад 2,5 млн тонн в год с «Ямал СПГ» было законтрактовано трейдером «Газпрома», далее эти объёмы перенаправлялись в Индию, где продавцом был указанный трейдер. В обоих случаях ценообразования осуществлялось с привязкой к нефти, но трейдер, как водится, добавлял свою копеечку на этой операции.

Поставки шли, в какой-то момент, когда на рынке был избыток СПГ, индийская сторона даже требовала скидку. Уже в 2021 году ситуация поменялась, рынок стал дефицитный, и GAIL была рада, что покупает такой дешёвый СПГ.

Далее наступил 2022 год, весь газпромовский трейдинг оказался под принудительным управлением немецкой стороны, в свою очередь Россия запретила все российские поставки в сторону этого трейдера, как для недружественной организации. В т.ч. из-за этого упал и трубопроводный экспорт в Европу.

Исключение (до сентября) было сделано как раз для поставок ямальского СПГ. Причины можно предполагать разные: то ли не хотели, чтобы Индия пострадала из-за некасающихся её разборок, то ли было сложно оперативно переключить эти объёмы на другие рынки, учитывая сложную логистику СПГ и возможные сложности с фрахтованием новых газовозов в сложившихся обстоятельствах.

Но индийская сторона всё равно пострадала, т. к. трейдер (повторюсь, уже не контролируемый «Газпромом») стал ещё в мае прошлого года по сути нарушать контракт: использовать этот СПГ для европейских нужд, а не поставлять в Индию.

По идее, в сентябре поставки в сторону трейдера со стороны «Ямал СПГ» должны были прекратиться, и как казалось, Индия должна была вновь получать свой СПГ. Но что мы видим в последних новостях?

GAIL занимается поиском долгосрочных сделок по импорту газа и надеется вскоре подписать один контракт, чтобы компенсировать перебои с поставками из бывшего подразделения российского энергетического гиганта «Газпром».

Выходит, проблема так и не разрешилась. Но т. к. «Ямал СПГ» уже не может продавать газ подконтрольному Германии трейдеру, значит он продаётся куда-нибудь ещё? И, вероятно, по выгодной спотовой цене. Если так, то помимо прочего, это и плюсик к фин.результатам «Новатэка», т. к. по «нефтяному» контракту заработка было не много.

Всё вышесказанное — рассуждения на основе открытых источников, так что критика, дополнения и прочее — как обычно приветствуются.

UPD: коллега в коментах подтверждает эту версию со ссылкой на официальные заявления руководства "Новатэка" от начала сентября. В таком случае, компания действительно получила неплохую прибавку к объёмам, которые можно продавать на споте.

20%-ный рост заявок на транзит газа через Украину в Европу подтверждает версию, что январское падение объёмов было связано с тем, что так как часть поставок идёт с ценовой привязкой к биржевым котировкам предыдущего месяца, высокие цены декабря привели к уменьшению запроса в январе. Покупать дорого импортёры просто не захотели. Сейчас месяц сменился, в январе биржевые цены были сильно ниже - и мы уже видим эффект. Впрочем, и в январе, и сейчас объёмы экспорта всё равно в разы меньше по сравнению с былой нормой.

В некотором смысле продолжение предыдущего поста, хорошая картинка от EIA – законтрактованность некоторых перспективных СПГ-проектов в США. Соответственно, три крайних справа — основные претенденты на скорое инвестрешение (у Port Arthur, кстати, на днях был ещё один контракт на млн тонн СПГ, вероятно не вошёл в эту статистику). И пусть не смущает, что у Rio Grande небольшая доля законтрактована, просто сам проект огромный в плане — поэтому сначала просто построят часть линий по сжижению. Суммируем три правых — (у Plaquemines нужно вычесть строящуюся часть) = ещё примерно 50 млрд кубов газа в год. Правда через пять лет. Но главное, что следом есть и ещё проработанные и неплохо законтрактованные проекты.

Если всё пойдёт подобным образом дальше, то это означает, либо (1) Европа окончательно откажется от российского газа или (2) российский экспорт в Европу возобновится, и тогда мы увидим низкие цены на рынке (будет много "лишнего" СПГ). Ещё раз подчеркну, это всё про долгосрок.

Недавно немного пообщался с chatGPT, в опасениях, что он отберёт наш хлеб. Задал простой вопрос — какие инвестрешения (FID) по заводам СПГ можно ожидать в ближайшем будущем. ИИ сначала отказывался давать точный прогноз, сославшись, что это зависит от многих факторов, но на повторную просьбу назвать хотя бы вероятные, выкатил список, я его повторю со своими комментариями:

расширение Cameron LNG (США) — согласен, но не в первых рядах
Третья линия Freeport LNG (США) — третья давно работает, в теории обсуждается четвёртая, но на мой взгляд, это ещё позже, чем Cameron
Elba Island LNG (США) — завод уже давно построен и работает
Golden Pass LNG (США) — FID давно принят, завод вовсю строится
Арктик СПГ 2 (Россия) - FID давно принят, завод вовсю строится
LNG Canada (Канада) - FID давно принят, завод вовсю строится. Здесь правда обсуждается FID по второй фазе, но это тоже не самое быстрое решение

Как мы видим, пока хлеб не отбирают, чат не то, что хорошо предсказывает, но просто ошибается в очевидных вещах. Хотя по слухам чат активно всему учится, проверим как-нибудь ещё раз.

Мой личный прогноз на ближайшие месяцы по инвестрешениям, это США:
Port Arthur LNG,
вторая фаза Plaquemines LNG,
2-3 линии Rio Grande LNG.
Ну и Катар в теории может принять инвестрешение по оставшимся 16 млн т в любой момент, это скорее формальность.
Т.е. даже пересечений с ИИ нет. Вот и посмотрим.

UPD: коллеги в комментариях сообщают, что база на которой обучалась сеть ограничена 2018 годом, тогда это многое объясняет. Тем интересней будет, когда и если расширят (ув. Валентин пишет, что в нынешней архитектуре учить на данных в реальном времени - это дорого). Но может и рано радуемся).

«Коммерсант» вчера опубликовал заметку, почему снижаются и без того небольшие поставки газа из России в Европу. По предложенной (вполне логичной) версии, покупатели не хотят импортировать газ со стандартной привязкой к биржевым котировкам предыдущего месяца, т. к. сейчас цены сильно упали, а в декабре были высоки.

Остаётся вопрос. Мы знаем, что поток газа в Европу сейчас совсем тоненький. Да СП-1 взорван, «Ямал-Европа» заблокирован санкциями с росс. стороны. На одном из украинских направлений «Нафтогаз» не принимает топливо, т. к., как считает, не контролирует точку входа. Но второе направление остаётся недозагруженным. Другими словами, первичные причины сверхмаленьких объёмов экспорта — с какой стороны? Всё это сейчас непрозрачно, но считалось, что скорее со стороны «Газпрома». Но если принять версию выше, то возможно уже и со стороны ЕС? Тут возникает главный вопрос — но такие сверхмаленькие объёмы точно должны подпадать под «бери-или-плати»? Тогда почему они могут быть ещё уменьшены (точнее - зачем покупать меньше, если всё равно оплачиваешь)? Действуют ли какие-то контракты? Непонятно, но нынешнее ещё большее падение экспорта — интересный сюжет для наблюдения, чтобы хоть как-то понять, что происходит.

И конечно такая ситуация стала возможной т.к. хранилища в ЕС заполнены ну очень неплохо. Про это в газете есть и мой комментарий, но перескажу здесь ещё раз. Европа проходит «экватор» зимы с хранилищами заполненными на 80%, хотя годом ранее в это время они были заполнены на 45%. В абсолютных значениях разница составляет около 40 млрд. Если же транслировать текущие объёмы российского экспорта в Европу в годовые значения, то они составят порядка 20-25 млрд кубометров (именно сейчас - ещё меньше), что означает снижение годового экспорта на 35-40 млрд по сравнению с 2022м. Это достаточно большой объём дополнительного дефицита, поэтому предполагалась, что 2023 год для Европы окажется сложнее 2022 года. Но тёплая зима и режим экономии привели к тому, что «лишний» объём в хранилищах примерно соответствует объёмам, которые возможно недопоставит «Газпром».

👆 Напомню, что рекламы на канале нет, кроме редких случаев дружественной, тут как раз исключение, которое подтверждает правило.

Академия отраслевых рынков запустила курс «Рынок СПГ».
Сегодня открылся первый модуль «Логистика в СПГ отрасли»
Лекторы: Андрей Бурнашев - старший помощник капитана
Андрей Голубчик- профессор, доцент кафедры нефтегазотрейдинга РГУ нефти и газа им И.М. Губкина

25 января открывается модуль «Международный рынок и Трейдинг»
Лекции будут читать эксперты из Кореи, Катара, Сингапура и РФ.

Также в курсе модули:
- Технологии сжижения
- Рынок малотоннажного СПГ инфраструктура и сбыт
- Импортозамещение в СПГ отрасли
- Меры государственной поддержки

Успейте присоединиться к группе обучающихся!
https://industry-academy.ru/spg

Набор открыт до 26 января !

К новости, что глава американской EQT предлагает поставлять в Европу СПГ по $12 за млн БТЕ (380 исправлено, что-то перепутал, 420 долл за тыс. кубов) в будущем, по долгосрочному контракту. Сюжет подчеркивает ряд тенденций.

1. Планы именно ам. газодобытчиков выходить на рынки СПГ (писал об этом летом).

2. Газодобытчик выгодно отличается от владельца завода тем, что может поставить фиксированную цену на газ, не опасаясь взлёта рыночных цен.

3. В данном сюжете EQT закладывает внутреннюю цену на газ до сжижения в 4 доллара за млн БТЕ. И это больше «нормы» в 3 доллара, так как инфляция в бурении уже разогнала себестоимость (с нормой прибыли) до 4 долларов. Но при этом EQT надеется, что удержит себестоимость в 4 доллара далее на долгие годы. Или нет, ведь..

4. Общая сумма 12 долларов в Европе — очень приличная, пусть 2 доллара — доставка с большим запасом до Европы, получается, оставшиеся (за вычетом доставки и стоимости газа) 6 долларов — на завод по сжижению — капитальные плюс операционные расходы. Это много. Либо есть инфляционные ожидания и по стоимости строительства, либо берут запас в расчёте на рост стоимости бурения. Есть правда, фактор расходов на строительство газопроводов, который становится всё актуальней.

5. Главный вопрос — с кем из владельцев проектов СПГ-заводов добытчики будут кооперироваться.

6. Или не будут? В той же новости справедливо говорится, о дефиците газопроводов к заводам по сжижению (почти все они сконцентрированы в Мексиканском заливе). И предлагается строить новые севернее, на восточном побережье — ближе к крупному месторождению Марцеллус. В таком случае — ещё больше новых проектов с более длительными сроками реализации (т. к. придётся с нуля разрабатывать новый проект в таком случае).

7. Справочно — такой подход (фиксированная цена) планировала осуществить компания Tellurian, предлагала несколько лет назад СПГ по 8 долларов в Азии. Тогда казалось дорого, желающих не нашлось, но и СПГ-проект пока не взлетел, и не только потому, что нет контрактования, похоже у них внутрениие проблемы.

США последовательно наращивают экспорт этана — сейчас это уже около 450 тыс. б/д или 9 млн т в год. Основной прирост — в КНР и Индию, где эти страны сами делают из этана полиэтилен и другую химическую продукцию.

И, кстати, это всё равно только небольшая доля от перерабатываемого этана внутри США (также в основном в «нефтехимию»), плюс ещё крупные объёмы просто не выделяются из потока газа — по сути их некуда деть, объём экспортных терминалов ограничен, равно как и спрос за рубежом, который появляется только при запуске газохимического комплекса.

Для сравнения, «Амурский ГХК», который будет превращать в полимеры жирный газ из «Силы Сибири» будет перерабатывать - 2 млн т этана в год. Всё правильно говорится о выделении ценных компонент из газа. Но не надо забывать, что в США в «сланцах» этана «завались», соответственно уникальности в российском сырье не так уж и много, а значит — для конкурентоспособности должна быть хорошая экономика и по всей остальной цепочке (ГПЗ-ГХК-логистика, реализация).
Рисунок: RBN.

(продолжение)

Самый быстрый рейс в сторону КНР - 20 дней, ещё столько же — обратно, плюс 2-5 дня на загрузку и прочие орг.вопросы. Итого — 45 дней за ход, 8 круговых маршрутов за год, и это скорее оптимистичный вариант. Какие-то простои, кроме того 20 дней — это скорее вариант с идеальной ледовой обстановкой.
Один танкер за раз может перевести около 75 тыс. т СПГ. Итого, 1 танкер может перевести в восточном направлении всего 600 тыс. т за год (при условной круглогодичной загрузке), что намного меньше, чем расчётные 1,1 млн т мощности на танкер.
Понятно, что зимой этот маршрут вообще не работает, но речь о том, что даже летом вывоз всех объёмов на восток был невозможен.

Одновременно, если мы представим, что все танкеры работают на доставку или перевалку в Европе, то сроки доставки уменьшаются без малого в два раза.

На деле всегда была смесь направлений, даже летом. И когда активен был восточный маршрут (цены в АТР выше), то «Ямал СПГ» даже привлекал с рынка танкеры меньшего ледового класса Arc4 (для западного маршрута), чтобы максимально нарастить экспорт на восток. Сейчас все хотят продавать в Европу, поэтому и проблем таких нет.

Переходим к «Арктик СПГ 2». Был заказан 21 танкер. Из них 15 на «Звезде» (2 обещают достроить), 6 на корейской DSME – из них 3 через «Совкомфлот» - это контракт расторгнут, 3 — через японскую MOL (насколько понимаю, он выполняется).
Плюс, заказано, оказывается, ещё 8 судов класса Arc4 (видимо чтобы максимально высвободить Arc7 на восток) — 4 на DSME (через MOL), 4 на Samsung Heavy Industries (через NYK Lines и «Совкомфлот»). Про них что-то мало пишут, случайно обнаружил, но отмены контракта вроде пока нет.
И самое главное – DSME делает два плавучих хранилища для нового хаба по перевалке на Камчатке.

Напомню, что «Новатэк» планирует делать перевалку на Камчатке и в Мурманске, эти планы были давно, всё для экономии судов ледового класса, которые, помимо нынешних проблем с поставками ещё и стоят подороже. Перевалка на Камчатке даёт не очень сильную экономию (раза в 1.5), а вот Мурманск — намного большую (сейчас базовая перевалка идёт на европейских терминалах, в случае дальнейшего движения в АТР, но были пробные перевалки ship-to-ship в Мурманске). Думаю, если гипотетически переваливать в Мурманске все нынешние объёмы, то даже текущие танкеры класса Arc7 будут лишние.

То есть, если опять же гипотетически наладить перевалку в Мурманске всех объёмов (не знаю, насколько это возможно по мощностям), то небольшой добавки танкеров хватит, чтобы вывозить СПГ с обоих заводов (тем более, что когда будет вторая и третья линия — пока непонятно). Плюс надеемся на восемь Arc4.

Но в таком случае мы решим проблему с дефицитом танкеров ледового класса, но далее все объёмы нужно вывозить обычными газовозами (и брать их возможно с рынка, спотовые цены иногда высоки, да и такой запрос сам по себе увеличивает дефицит танкеров). Проблема возникнет, если ЕС откажется от российского СПГ в какой-то момент, то придётся возить до Азии. Кстати, в таком случае ближние страны (Индия, Пакистан) становятся интересней Китая. Но о развитии СМП, что очень важно для страны, в таком случае придётся забыть.

Попробовал накидать всю палитру неопределённостей (на самом деле - часть), думаю «Новатэк» выкрутится, но и в без того дорогую транспортировку уйдёт часть потенциальных прибылей.
В целом же, логистика с «Ямал СПГ», а в будущем и с «Арктик СПГ 2» всегда очень сложна, особенно когда цены в АТР и ЕС отличаются не сильно. Нужно оптимизировать массу факторов — соотношение экспорта на восток и на запад, с учётом разных цен, разной скорости движения при различной ледовой обстановке. Да ещё и учитывать интересы всех акционеров.

К вопросу о том, что будет с транспортировкой «Новатэка» с новых заводов, если газовозы на «Звезде» не достроят. Скажу сразу, простого ответа нет, но выкрутится возможно удастся, правда, опять же, с потерей рентабельности.

Начнём с того, что есть, для понимания общей картины. Для «Ямал СПГ» изначально было заказано 15 танкеров класса Arc7. На 16,5 млн т мощностей, хотя завод работает с превышением, плюс появилась маленькая 4ая линия. Тем не менее, изначально предполагалось — 1 танкер на 1,1 млн т мощности.

Но газовозы ходят как в западном, так и в восточном направлении, хотя изначально восточное заявлялось как основное в навигационный сезон по СМП. Тем не менее, давайте посчитаем. (продолжение ниже)

Рисунок - «Новатэк».

Существует конспирологическая версия, почему так долго простаивает Freeport LNG после аварии в июне – чтобы удерживать от сильного роста цены на газ в США, одновременно увеличивая напряжённость на глобальном рынке, тем самым стимулируя Европу к новым контрактам на СПГ.

Не сказать, что я эту версию разделяю. Всё же непонятно, как просто взять и объяснить частнику, терпящему убытки, что он должен не торопиться с ремонтом. Тем не менее, нельзя не отметить, что простой этот действительно оказался очень вовремя. И вот почему.

Итак дано. Цены на газ в США в этом году сильно выросли (считается, что во многом из-за максимизации экспорта СПГ), и летом(!) доходили почти до $10 за млн БТЕ при норме в 3 доллара. Т.е. понятно, что неработающий Freeport сильно помог, иначе цены могли бы уйти ещё выше. Но главное в другом.

Бурение в любом случае идёт по нарастающей, добыча растёт и будет расти. Но в 2023 году новых запусков заводов СПГ не будет (разве только потихоньку начнут 1ую линию Golden Pass в самом конце). И здесь мы могли бы увидеть обрушение цен вплоть до ниже себестоимости . От этого — ненужная волатильность на рынке, далее - вероятное сворачивание работы части буровых, а ведь все эти объёмы добычи и даже больше понадобятся вновь в 2024-25годах, когда выйдут на экспорт основные объёмы нового СПГ.

И вот сообщается, что Freeport вероятно заработает во второй половине января. Кстати, в тот момент, когда цены в США уже упали до 4 долларов, что близко к "новой" себестоимости с учётом сильной инфляции в бурении. Простой завода решил две задачи — не только снизил напряжённость в 2022 году, но и поддержал провал нового спроса со стороны сжижения в 2023м, что могло бы привести к ненужной волатильности. Конечно, для сглаживания ценовых искажений и баланса спроса/предложения есть и хранилища, и вариации спроса в генерации по линии газ-уголь, и тем не менее.

В общем, как ни крути, авария действительно произошла вовремя. Признаюсь, не разбирался в деталях (и не уверен, афишировались они вообще), но известно, что авария — НЕ на самих заводах (собственно, поэтому вылетело сразу три линии), а всего лишь где-то на общей инфраструктуре, и изначально обещали починить за три недели. Прошло полгода.

Новогодние выходные — хорошее время для абстрактных рассуждений. Поэтому хотелось бы затронуть проблему, о которой регулярно задумываюсь. О правильном соотношении копать «вглубь и вширь». Вкратце, поясню о чём речь, хотя, наверное, и так понятно. В энергетике много тем — это от угля до ВИЭ через нефть и газ, а ещё и накопители, и много чего ещё. Всё отслеживать невозможно даже со слабым погружением.
Как быть? Понятно, что задачи у всех разные — у кого-то работа, кому-то просто интересно тематика. И тем не менее.

Можно посмотреть со стороны — на разного рода аналитиков. Они бывают самого разного профиля. От отраслевиков, исключительно, к примеру, по газу (а то ещё и только по СПГ), но зато знают «от и до» по всей цепочке. До экспертов широкого профиля вообще по всем коммодитис.

Понятно, что чем больше ты уходишь вширь, тем чаще приходится пользоваться снятыми данными, т. е. появляется вопрос доверия к авторам первичных трактовок и, возможно, разовой их перепроверке. Ну и здравый смысл и критическое мышление всё время на заднем фоне, если пользоваться уже чьими-то трактовками.

Сам я уже понял, что хоть в последние годы немного расширял кругозор, газ и СПГ остаются в результате основной темой, но одновременно на разном уровне проработки пытаюсь брать ещё некоторые аспекты. К примеру ту же нефтехимию (разумеется только крупнотоннажку, так как средней и мелко — только этим нужно всю жизнь заниматься), или литиевую тематику пока совсем понемногу последнее время, ещё кое-что. Наверное, многие заметили, что за редким исключением, почти никогда не пишу про нефть, и тем более про нефтепродукты, хотя темы хайповые. И даже в таком варианте отслеживать, скажем, 2-3 темы за пределами "главной" на постоянной основе уже сложновато. То есть, по сути, это работает так, что ты имеешь базу и в нужный момент обновляешь знания при необходимости.
Ведь и самую широкую картину тоже нужно одновременно немного смотреть для общего развития — от каких-нибудь российских ДПМ до продаж электромобилей или строек ветряков. Так как общая картина однозначно нужна.

Конечно, у всех свои способности по перемалыванию информации или, может, я немного бездельник, но не в обиду будет сказано, когда смотрю на тех, кто пытается сильно вширь — нередко это приводит к фактическим ошибкам, очевидно из-за утери глубины в пользу широты. Уж не говорю о некоторых политологах, которые на основании расхожих штампов про различные энергоаспекты строят свои политические концепции.
Комментарии приветствуются.

Сообщают, что французская GTT прекращает сотрудничество с Россией. Напомню, что это компания, специализирующаяся на внутренней криогенной системе СПГ-танкеров. И это компания монополист. Республика Корея, к примеру, производит почти все газовозы в мире, но эту систему всё равно заказывает у GTT. Китай потихоньку выходит на рынок СПГ-танкеров, но тоже сотрудничает с GTT. У нас французская компания должна была поставлять свои системы на «Звезду», где потихоньку импортозамещают СПГ-танкеры.

Что уже есть в наличии у «Звезды» - непонятно (из новости можно предположить, что 2 газовоза из 15 всё-таки дадут достроить), но известно что «Звезда» заметно задерживает сдачу танкеров под 1ую линию «Арктик СПГ 2», которая должна быть запущена в конце наступившего года. Дело усложняется тем, что танкеры ледового класса Arc7 – уникальный товар, на рынке их просто нет (даже если закрыть глаза на собственный проект). Наверное, в теории, их может с нуля построить КНР (хотя тут тоже возникают вопросы) , но это в любом случае 1) время 2) бОльшая зависимость от КНР. Следим дальше. https://www.reuters.com/article/ukraine-crisis-gtt/update-1-frances-gtt-ceases-its-activities-in-russia-idUSL1N33N0KN

Ещё один факт в копилку сюжета, о котором писал буквально пару дней назад - появляющиеся намеки о возможном наращивании газового экспорта в Европу. Но только, если окажется что можно не платить в рублях, потом регулярно расплачиваться за долги в валюте, после чего получать новые порции газа без предоплаты - то ряд стран могут возобновить импорт российского газа. Эти детали тут важны, конечно. https://t.me/prime1/161722

upd - ув.коллега в комментах напоминает, что "П 8-3 указа прямо запрещает восстановление поставок по контрактам без соблюдения условий расчетов в рубле". Посмотрим, был бы один этот сюжет, пропустил бы мимо, но что-то кучно пошли намёки.

В порядке продолжения обмена мнениями. Тут главный вопрос, какой вклад лития в себестоимость аккумуляторов. Ведь во многом и рост цен из-за того, что индустрия может себе это позволить. Удесятерявшиеся цены не разрушают спрос, так как вклад лития в конечную цену невелик, соответственно, дорогой литий приводит к не очень сильному подорожанию батарей (конечно, о тренде на удешевление пока можно забыть), что мы сейчас и видим.

Точные цифры тут очень важны, но какие они конкретно для лития? Видел оценки, что около 5% стоимости сырья при нормальных ценах (на самом деле, для точности нужно поискать просто расход лития по массе на 1 кВт-ч батареи, займусь этим на досуге), соответственно рост котировок в 10 раз приводит к увеличению стоимости батареи на 45%. На деле рост конечной цены будут меньше, так как по всей остальной цепочке продолжается оптимизация и снижение себестоимости.

Литий сейчас очевидно в дефиците, а на такой товар теоретически цены могут уйти куда угодно, и на два порядка (как мы видим время от времени на газовом рынке, даже в США в морозы на споте). Но на практике видно что 10-кратный рост цены приводит к небольшому, но уже заметному подорожанию батарей (при том, что EV в принципе недешёвое удовольствие), как результат — цены болтаются на этом уровне 10х, по сути отражающим баланс между дефицитом и экономической оправданностью цены.
https://t.me/OilGasGame/639

По поводу недавних сообщений о возможном возобновлении прокачки по «Ямал-Европа» (плюс сюда же, информация от NYT, что ремонт Северных потоков оценивается в 500 млн долларов). Да и украинский коридор имеет потенциал для наращивания транзита, раз уж некоторый объём (к тому же меньший, чем объёмы контракта по «качай-или-плати») по нему всё равно идёт.
Кто бы что ни говорил, понятно, что ограничения поставок газа — это была политика. Возобновление же, если оно действительно состоится — может быть как увязано с политическими аспектами, так и просто с нежеланием потерять рынок.

Но главное — в другом. Чем больше ведётся разговоров о возобновлении существенного российского экспорта в ЕС, тем больше опасений у прочих участников о будущем переизбытке на рынке газа, если понастроить «лишних» заводов СПГ (на фоне возвращения российских поставок в ЕС). Соответственно, меньше новых решений по заводам СПГ=больше значение росс.газа на среднесрочной перспективе. А потому — любые разговоры о росте экспорта имеют смысл, даже если они пока окажутся только разговорами.

По поводу предельных цен на газ для российских добычных СП «Газпрома» с европейскими партнёрами. Суть вопроса ув. А.Ф. подробно описал. Что хотелось бы добавить со своей стороны.

Давно интересовал этот вопрос: а зачем, собственно европейские компании рвутся добывать газ в России? И не просто рвутся, а за право участвовать в подобных СП европейцы в своё время делились сбытовыми активами в Европе. Ведь у нас единый экспортный канал, и «свой» добытый газ эти компании никак не могут переправить в Европу. Наверное можно было догадаться (может кто это и знал, я лично не знал), что всё дело в особой цене выкупа, которая, вероятно каким-то образом привязана к европейским ценам на газ. (Кстати, немаловажный вопрос в формуле этой цены, которая может также смещать центр прибыли в ту или иную сторону). Таким образом, по факту этот добытый газ таким хитрым образом «переносится» в Европу. В свою очередь, «Газпром» продаёт сам в том числе и этот газ в ЕС, и соответственно возвращает своё.

Сейчас же продажи в Европу сильно упали, соответственно выкупать газ по ценам, привязанным к европейским, «Газпрому» прямой убыток, от этого и появляется подобный указ об ограничении цены выкупа.
https://t.me/OilGasGame/631