Когда стало известно об откладывании в долгий ящик новых проектов СПГ «Новатэка», расстройство оказалось двойное — не только из-за заморозки собственно СПГ-проектов, но и из-за того, что теперь «Новатэк» нескоро будет строить газопровод «Волхов-Мурманск» для снабжения газом своего завода. А на днях пришла новость, что этот газопровод теперь будет строить сам «Газпром». (тут много непонятного по мощностям — ведь он нужен и для газоснабжения региона, и для доставки газа на завод СПГ — и если завод СПГ будет нескоро, то какой мощности будет труба — сразу с запасом?).

Так или иначе, вся эта история с «Мурманским СПГ» была хорошим поводом, и для того, чтобы немного «расшебуршить» полностью замкнутую на «Газпром» транспортировку газа внутри страны. Напомню, что здесь мнения противоположные — критики считают, что тарифы завышены. «Газпром» - напротив, что работает в убыток (а теперь и не может компенсировать эти убытки экспортом, более того — нужно обслуживать простаивающие экспортные мощности). Но тарифы-то зависят и от кап.затрат. Газопровод для «Мурманского СПГ» Новатэку нужно было постараться сделать дёшево — чтобы меньше тратиться на транспортировку. У нас появилась бы ещё одна реперная точка для сравнения капексов.

Помню ещё полтора года назад, когда тарифы на газ стали поднимать опережающими темпами, экспертный консенсус был такой - да это необходимо, но "в обмен" - больше открытости, больше гибкости, большие реформирования в газовой сфере. Прошли полтора года - мало что изменилось.

Мы любим гордиться самым дешёвым в добыче газом, но в себестоимости для конечного потребителя транспортировка занимает бОльшую часть.

Ну и конечно, по большому счёту нужно понять, насколько осмысленно неопределённо долго поддерживать в рабочем состоянии текущий объём труб в Европу — своеобразный опцион на восстановление отношений, но который пока только сжирает деньги. Наверное есть смысл дождаться инаугурации Трампа, но в какой-то момент придётся решать и здесь.

Нельзя сказать, что дискуссия о реформировании ценообразования совсем не идёт. Кое-что в профильных изданиях обсуждается, но всё-таки хотелось более широкой дискуссии, ведь это касается каждого. Отчасти это связано с тем, что тема не такая и простая — это не просто тариф на километр, но тарификация по зонам и другие детали. Плюс обязательства по балансировки, гарантиям поставок и много чего ещё есть, что тоже стоит денег. Признаться, у самого здесь тоже нет полного погружения - вопрос действительно непростой, и факультативно изучать все детали времени не хватает.

Так или иначе, возвращаясь к началу разговора — обидно что с «Мурманским» не срослось. Помимо собственно стройки газопровода «Волхов-Мурманск», «Новатэку» пришлось бы договариваться по тарифам транспортировки с Ямала-Гыдана (газ то для сжижения планировался новатэковский) до Волхова по газпромовским трубам, и это тоже встряхнуло бы дискуссию о транспортных расходах.

А то обидно: в США, где «сланцевый пузырь», цены на газ для промышленности не так уж сильно отличаются от наших, где самый дешёвый в добыче газ. Если же учесть паритет покупательной способности - то сравнение точно окажется не в нашу пользу. Подвох — в транспортировке. Следим дальше.

Тем временем, даже без Трампа добыча нефти в США вышла на новые максимумы — как текущие, так и по итогам августа (13,4 млн б/д). 2024 год движется к окончанию, и вероятно, по итогам года добыча также вновь окажется рекордной (13,2 млн б/д— среднегодовая) — а многочисленные прогнозы, что рекордная добыча-2023 (среднегодовая 12,9 млн) останется в прошлом, в таком случае не сбудутся.

Всё это кстати, продолжается при в общем-то умеренных ценах на нефть. На 2025 год EIA предполагает рост до среднегодовых 13,5 млн б/д.
Продолжаем ждать начала трудностей у сланцевой добычи — когда для поддержания объёмов нужны цены повыше.
А одновременно в мире запускается Гайяна, да и другие проекты.

Всё это вновь актуализирует вопрос, насколько оправданна сделка ОПЕК+. По-прежнему думаю, что оправданна, но желательно стремиться всё же не к очень высокой «равновесной» цене, чтобы не перестимулировать сланцы в США — иначе, риски повторения старой истории — резкий рост предложения вне ОПЕК+, раздрай в самой ОПЕК+ и развал сделки. Следим дальше.

По поводу газопровода из Катара в Европу через Сирию (очень давняя история, якобы в т.ч. из-за этого проекта началась нестабильность) — не планировал ничего писать, и так всё понятно. Но смотрю, многие коллеги пишут разъяснительные посты. Добавить к этому по большому счёту нечего — причины очевидны: отличные возможности Катара на рынке СПГ сейчас vs потенциально немалые капитальные затраты на такую трубу, которая по любому будет проходить по нестабильному региону со всеми вытекающими — и зачем это нужно?
И тем не менее, сюжет муссировался долгие годы раньше, и что совсем странно — обсуждается и сейчас.

Поэтому два замечания на полях.
Во-первых, этот сюжет в личном восприятии - ещё одна история общего типа. У уважаемого эксперта/аналитика/блогера, мнение которого тебе как минимум интересно, а то и прислушиваешься, но который не является профильным специалистом в нефтегазе — встречаешь тезисы про «катарскую трубу» (на самом деле, повторюсь — история типовая, здесь может быть (и регулярно встречается) например что-нибудь про сланцевую нефть или «ветряки, которые выдают энергии меньше, чем тратится на их производство». И здесь можно сделать два вывода — либо человек просто вышел за рамки своей отрасли/компетенции, и можно просто дальше читать и воспринимать то, ради чего читаешь его по основной теме. Либо же — это звоночек об эксперте в целом, т. к. критическое мышление в целом, равно как и осознание границ своих компетенций никто не отменял. Время от времени встречаются такие истории, простого ответа пока не нашёл.

Во-вторых, конечно даже в сюжете с газопроводом Катар-Европа есть развитие, ведь ему больше 10 лет. И что раньше из трубопроводных проектов (когда СПГ был не столь распространён/удобен), казалось более реальным, то сейчас уже нет. Споры "труба vs СПГ" всё время смещаются в пользу последнего, мы это видим даже у нас со скрипом.

Напомним, что обсуждение газопровода Катар-Европа началось, на моей памяти, в начале 2010-х — на фоне нарастания нестабильности в Сирии, и достигло пика в 2015 году (подавалось, как одна из причин участия России в событиях). И, на удивление, тезис обсуждается даже в 2024 году. И если раньше была тема для обсуждения, то в 2024м её, строго говоря, уже нет.

Но, как говорится, в процессе расследования главное не выйти на самого себя. А что же сам думал по этому поводу 10+ лет назад? По памяти помню, что на пике истории, в 2015м точно эта мотивация казалось очень притянутой за уши (что не отменяет, что у кампании возможно действительно были какие-то важные цели — но за рамками нефтегаза, и см.пункт 1, точно не берусь судить).
Поиском нашёл фрагмент из своего текста от февраля 2013 года, чуть по другому поводу, и тем не менее про потенциальную трубу Катар-Европа оттуда. Самоцитата:
Действительно, такой интерес Катара более чем вероятен. Другое дело, что даже в случае смены власти в Сирии строительство катарской трубы было бы возможно только в долгосрочной перспективе. Ведь в любом случае уровень нестабильности как минимум несколько лет, а возможно и значительно дольше, не позволил бы поддерживать в безопасности подобный газопровод.
Т.е. в 2013м ещё в принципе допускал такую возможность, но с явным пониманием, что это очень не быстро т. к. регион в любом случае остался бы рисковый на долгие годы.
Такой вот пост-размышлялка выходного дня. И про нефтегаз, и не только.

На фоне разговоров про избыток газа мы опять видим (судя по ценам) некоторый дефицит. Причины известны — задержки не только в новых американских заводах СПГ, но и «бан» на «Арктик СПГ2», который до недавнего времени тоже был в балансах предложения. Плюс погода. Плюс риски прекращения остатков украинского транзита из России — а этот объём лишь раза в полтора меньше, чем «стандартный» годовой прирост спроса/предложения на рынке СПГ.

Что здесь интересно: цены на газ (только спот/биржа - это важно) по энергетическому паритету (энергосодержанию) уже выше, чем цены на нефть. Хотя традиционно считается нормой обратная ситуация.
Сейчас глобальные цены на газ (спотовые) находятся грубо говоря на уровне 14 долларов за млн БТЕ (в Азии чуть подороже, в Европе чуть дешевле).

А паритет соответствует коэффициенту 17,2 (в системе координат: «нефть в баррелях — газ миллионах БТЕ). То есть при цене нефти в 100 долларов за баррель, цена газа при энергопаритете с нефтью = 17.2 доллара за млн БТЕ. Ну а раз нефть у нас по 73 доллара, то и газ по энергопаритету должен стоить в районе $12,5/млн БТЕ. А он заметно дороже.

Собственно, классические контракты на поставку СПГ по формуле «цена на нефть»*k, где коэффициент k обычно в районе 0.12 (сейчас такой, в какие-то периоды был и 0.1 и 0.15) и отражают тот заметный дисконт к энергопаритету (0,17) с нефтью, (самое простое объяснение - из-за того, что газ — более сложное в использовании топливо). Очевидное замечание — сейчас СПГ по классическим контрактам намного дешевле, чем по споту. Так что спотовые цены — это лишь часть картины, точнее около 30% рынка.

Тем не менее, иногда, как и сейчас, воспроизводится ситуация, когда газ оказывается дороже нефти. Разумеется, на споте. В долгосрочных контрактах дисконт зашит по определению, как мы обсудили выше.
Почему это соотношение важно — хотя сферы применения нефти и газа заметно разошлись, в некоторых областях межтопливная конкуренция сохраняется или даже появляется. От этого зависит и динамика спроса на эти два вида топлива. Чуть подробнее попробую обсудить это в следующем посте (на днях, извините часто не получается писать).

Итак, в предыдущем посте мы обсудили, что спот-цены на СПГ сейчас по энергетическому паритету выше цен на нефть, хотя нормой является обратная ситуация, и цены по долгосрочным контрактам структурированы изначально так, что СПГ по ним и имеет дисконт к нефти (по энергетическому паритету). Почему это интересно? Из-за межтопливной конкуренции. Которая между нефтью и газом уже не так велика как раньше, но всё же сохраняется (и даже появляются новые сегменты — в транспортном секторе).

У нас достаточно широкая «вилка» прогнозов по долгосрочному спросу на нефть и газ, но общая картина выглядит скорее так:
Спрос на нефть будет расти совсем не сильно, а на газ (особенно через СПГ) вполне заметно. А если мы из общего спроса на нефть выделим отдельно спрос на нефть для нефтехимии (мы можем это сделать, т. к. для нефтехимии обычно не нефть «классическая», а лёгкие фракции в свою очередь слабоприменимые в транспортном секторе), то непосредственно в транспортном секторе есть риск вообще стагнации спроса, что мы по большому счёту последние годы и видим.
И если спрос на СПГ будет расти, и вопрос лишь в том, это 30-50% прироста или чуть всё же меньше, то с нефтью всё хуже. И небольшое даже «перетекание» газа в занятые сейчас нефтью ниши не приведёт кардинально к изменению прогнозов по газу, но может нарушить очень хрупкий баланс на нефтяном рынке.

Тут стоит сделать отступление. На самом деле, многие наверное (как и я) эти мысли гонят прочь, но долгосрочно ситуация на нефтяном рынке не нравится. Не особо за ним слежу, но даже поверхностно.
Что по спросу (в транспортном секторе) — топчемся на месте уже очень много лет, весь небольшой рост за счёт нефтехимии. Электромобили сдаваться не собираются. Да в Европе в этом году по EV полный провал, но зато в КНР огромный прирост компенсировал эту ситуацию, так что среднемировой прирост EV будет немногим ниже прошлогоднего (в процентах, при том, что база всё время растёт).
В результате КНР уже (!) прошла «пик бензина», дизель в КНР выходит на плато, дальше — вниз.
Да, есть развивающиеся страны, но уже идут годы, а почему-то они не могут вытянуть спрос на нефть. Видимо всё равно дорого. Подозреваю, что большую роль здесь сыграли опять же всякие электромопеды, которые неплохо заменяют авто (конечно для некоторых нужд, при на порядки более низких ценах), особенно в тёплых странах.

А что со стороны предложения? Мы видим по-прежнему рост сланца при текущих ценах.
Свободные мощности ОПЕК (даже без «ОПЕК плюса»!) составляют уже почти 5!!! млн баррелей в день. Одновременно, растёт и ожидается рост на сланцевой Вака Муэрто в Аргентине. Глубоководная Гайана и Бразилия также миллиона 3 баррелей дадут в ближайшие годы.
Всё это солидные добавки. Исторически оптимисты считают, что все эти новые объёмы может компенсировать фактор естественнного падения добычи на старых месторождениях. Но здесь идут годы, а явного эффекта мы не видим. Это конечно, фактор, который сложнее всего подсчитать на коленке. Наверное дилетанту проще всего смотреть по России: в теории у нас эта проблема во весь рост, а на практике идут споры, насколько «честно» Россия ограничивает объёмы в рамках сделки ОПЕК+.
Так или иначе, при стагнации спроса мы в худшем случае можем получить навес в 5-10% глобального потребления. Это оочень много и большие риски для ОПЕК+, особенно когда к американским сланцевикам начнёт добавляться нечувствительная к цене (и кстати с низкой себестоимостью) глубоководная добыча Южной Америки.

Итого, в общем, рынок нефти по балансу выглядит оочень тонко, сдерживается политикой ОПЕК+, и со стороны предложения готовится выйти дополнительный объём нечувствительный к цене. Писал ранее, что ни в коем случае не сторонник развала сделки ОПЕК+ (особенно в текущих обстоятельствах — риск здесь был бы огромный). Но то что напряжение будет нарастать — весьма и весьма вероятно.

И здесь каждое небольшое давление на рынок нефти может оказаться той самой соломинкой. Поэтому конкуренция со стороны газа — ещё один риск. Окончание следует.

Конечно, неприлично затянул с окончанием, и тем не менее, завершим историю.
Итак, в предыдущих двух частях кратко: спот-цены на газ (СПГ) высоки, в энергопаритете с нефтью, при этом сам баланс спроса-предложения на рынке нефти — очень тонкий.

И тут появляется риск, что межтопливная конкуренция газ-нефть окажет вскоре дополнительное давление на рынок нефти. Почему? Т.к. даже при текущих высоких ценах, СПГ уже занял очень крепкую позицию в транспортном секторе. Речь, конечно, в первую очередь о КНР. Сейчас немного подзатянул с публикацией, многие об этом написали за последние пару недель (интересно — даже некоторые инвестдома, как риск для нефтяного рынка), хотя изначально ещё в мае по этой теме появились хорошие разборы.
Мы как-то привыкли у себя, что газификация транспортного сектора идёт ни шатко, ни валко, чем удивительней масштаб в КНР — речь, конечно не про легковкушки (там электромобили дают всем прикурить), а о грузовом транспорте, и соответственно дизеле.
Метрик и картинок в СМИ много — и доля продаж грузовиков на СПГ (уже около половины), и другие.

В абсолютных цифрах — это 2+ млн т в месяц СПГ по данным на апрель, сейчас видимо уже больше (в указанном материале пишут что это половина потребления СПГ в стране, но какой-то там чуть странный счёт, всё же чуть меньше, но всё равно очень много). Собственно, причиной ожидаемого «флэта» по спросу на дизель — как раз рост использования СПГ.
При этом (сам не считал — ссылаюсь на заметку, см.картинку) — экономика транспорта на СПГ выглядит намного лучше чем на дизеле. И это при ценах на СПГ около 600+ долларов за тонну, т. е. 450 долларов за тысячу кубов газа. Т.е. какого-то дисконта/субсидирования здесь нет (что в теории могло бы быть, т. к. напомню, что в КНР газа собственной добычи в разы больше, чем импортируемого СПГ и из части этого газа собственной добычи китайцы делают СПГ на малотоннажных заводах для разных собственных нужд= и транспорт, и автономная газификация итп).
Дальше выводы понятны — если тренд пойдёт по другим странам=давление на спрос на нефть. И всё это на фоне ожидаемого (вроде в этот раз точно) избытка СПГ = могут быть сильно низкие цены — экономика станет ещё лучше.

Что такое 25 млн т СПГ на грузовики в год (только в КНР, думаю какие-то такие цифры можно ждать в 2025 году) — это опять же если оценить совсем-совсем грубо 1:1 с дизелем по замещению, то это эквивалент 0,5 млн б/д на нефть. Небольшой объём на фоне глобального потребления (100 млн б/д), но вполне солидный при борьбе за каждый 0.5-1 мбд в рамках ОПЕК+ или роста сланцевой добычи.
У нас, кстати, лет 10+ назад была подобная тема популярна (газификация транспорта = для высвобождения нефти на экспорт. Тогда казалось что у нас будет падение добычи, а глобальный спрос расти. Но всё получилось скорее наоборот, и поэтому сейчас газификация идёт не особо, в основном для развития хоть какого-то внутреннего рынка СПГ. Ссылки-картинки — в коментах.

Трамп подтвердил, что намерен добывать больше нефти и газа, а значит развязка эксперимента «сланцевая революция» произойдёт раньше, чем могла бы (но насколько раньше - не скажу — разве что для нефти всё будет быстрее, чем для газа) . Но для нас долгосрочно, да и среднесрочно, это всё конечно большой минус. По нефти это дополнительная проверка на прочность ОПЕК+.
По газу — оптимизм по поводу перспектив «Газпрома» (да и «Новатэка») даже в случае какой-то стабилизации по линии известных событий кажется тоже преждевременным.

Писал о том, что давление на нашу газовую отрасль сохранится в любом случае, но честно говоря в какой-то момент подумал: "А всё же, что если будет не совсем так?"
То есть будут какие-то послабления, направленные на рост российского газового экспорта, в свою очередь Трамп умерит свои планы по экспорту СПГ (иначе будет переизбыток предложения в мире). На то были два соображения.

1. США уже крупнейший экспортёр СПГ, а со строящимися заводами они свои объёмы ещё чуть ли не удвоят. Всему есть предел.
При этом по большинству контрактов на отгрузку СПГ американские продавцы получают фиксированную плату за сжижение (плюс биржевую стоимость газа которая уходит дальше условно добытчикам). То есть ни сверхприбыли, ни убытки (в период низких цен) на мировом рынке — американцев особо не волнуют. (Есть немного продаж и по конечной цене на мировом рынке — но это не основной тип контракта). Единственное что важно для США — высокие цены на газ в мире стимулировали заключение новых контрактов и новые стройки заводов СПГ, но повторюсь — этих заводов уже очень много.

2. При этом, главное — объём газа для сжижения после запуска всех заводов СПГ составит порядка 30% от всей добычи (а не 10% как было несколько лет назад). А значит — это дополнительный спрос = рост внутренних цен с риском резкого роста этих цен (всё зависит от кривой себестоимости сланцевой добычи).

Соответственно, тогда дешёвый газ как топливо реиндустриализации США (MAGA, и вот это всё) может исчезнуть.
Т.е., если не быть полностью уверенным в неисчерпаемых (на разумный период) запасах дешёвого в добыче сланцевого газа, то экспансию СПГ по хорошему можно было бы и прекратить. Но ставка (вроде бы) сделана — на добычу, экспорт, а значит - на пока ещё большие доп.запасы сланцевого газа.
Окажется ли на глобальном рынке на этом фоне местечко для дополнительных объёмов нашего газа (СПГ) — посмотрим, но мотивации у Трампа для этого пока не видно.

Нужно помнить, что выросший российский экспорт газа = при прочих равных означает более дешёвый газ для Азии, ЕС, что Трампу не очень интересно — ему нужна в идеале большая «дельта» цен на газ внутри США и в мире. Даже безотносительно экспорта ам.СПГ. Следим дальше.

На прошлой неделе поучаствовал в вебинаре по газохимии. Ув. А.Климентьев представил свою презентацию «Пути монетизации газа в России. СПГ против газохимии», а остальные участники немного пообсуждали. Презентацию не могу не порекомендовать к просмотру (вебинар тоже, но там почти 2 часа), кое-какие тезисы свои зафиксирую (по памяти пишу, не помню что говорил, что нет):

Явного противопоставления нет, сейчас «лишнего» газа так много, что хватит на всё.
С другой стороны, чем газохимия (аммиак + метанол) лучше СПГ?
В теории тем, что меньше риски санкций. Но на практике, если Россию захотят убрать с рынка газа, то возможны и санкции на газохимию.
Другое дело, что даже в случае SDN технологически решить проблемы по производству аммиака/метанола всё же проще, чем в СПГ. Но зато в СПГ и наработки больше за последние годы, а в газохимии по-прежнему много проблем, особенно логистических: это не только аммиаковозы/суда для метанола, но и портовая-перевалочная инфраструктура (хотя у новых проектов на АТР или на севере и порты дб свои, новые)

При этом, СПГ в случае перепроизводства глобального проще будет «пристроить», чем продукты газохимии. Интересно, что США для монетизации своих запасов газа идут преимущественно СПГ, чем в газохимию.
Не специалист, но думаю какой-то особой суперэластичности к цене в спросе на удобрения нет. (в СПГ эластичности больше, им можно заменять к примеру уголь в случае низких цен на СПГ).

Если всё же выбирать между аммиаком и метанолом, то на мой взгляд аммиак перспективнее.

Это не только удобрения но и «опцион» на развитие сектора зелёного водорода (аммиак — по сути форма транспортировки водорода), правда чтобы продавать свой аммиак по «зелёным» ценам, нужно ещё улавливать углекислый газ при производстве. Но возможно при Трампе всё это совсем зачахнет. Но в каких-то секторах водородная-аммиачная энергетика может работать и без "зелёной" части.

В метаноле же доминирует спрос и предложение в КНР (больше половины глобального), где к тому же его производят из угля, поэтому цены часто ниже разумного паритета с ценами на газ глобальными. Плюс Иран много метанола производит и планирует наращивать, что дополнительное давление на рынок (опять же — т. к. относительно СПГ проще решить технологический вопрос).

И последнее, но важное. Многое говорили про развитие проектов на основе «нового газа», отчасти это связано с переориентацией на АТР, где «старого газа» особенно и нет. Но нужно помнить, что у «Газпрома» огромные избыточные добычные и транспортные мощности. Если отбросить все sunk cost, то себестоимость там очень низкая (и не удивлюсь если уже можно насчитать и убытки, все эти мегатрубы нужно операционно поддерживать, а экспортной прокачки в Европу на севере уже вообще нет)

Одновременно, владельцы проектов по газохимии, да и даже СПГ, часто опасаются принимать инвестрешения из-за ценовой неопределённости на мировом рынке. Хорошим ходом было бы заключение контрактов на поставку сырьевого газа по принципу netback (цена продукта на мировом рынке за вычетом расходов на его производства и нормы прибыли). Законодательно договора по нерегулируемой цене уже разрешены для метанола, но не для аммиака. Но пока не реализуется. Хорошо бы расширить и на другие продукты. Выгодно, кмк, было бы всем. В любом случае, пока «Газпром» конечно ведёт себя скорее как «собака на сене» со своими мощностями, хотя ситуация уже не та, что три года назад. Сейчас наверное есть шансы что-то отыграть обратно, но тут видимо, всё решится в ближайший год или раньше. Следим дальше.

Немного рассуждалок выходного дня. Мы привыкли последние несколько лет, что информации очень много, намного больше, чем можно успеть прочитать. (Помню ещё даже лет 10-15 назад с каким трудом искались интересные обзоры, по мероприятиям собирались профильные журналы ит.д.). Сейчас всего в избытке, но на днях пробежался по иностранным источникам и заметил обратную тенденцию — то, что действительно качественное (в плане уникальных цифр или сухой качественной «выжимки», которой можно доверять) — исчезло или стало под подпиской.

Вот последние примеры:
1. сайт EV-Volumes давал хорошие, в т.ч. по итогам года, обзоры по электромобилям, потому судя по всему, их кто-то купил, в результате блог с аналитикой вроде как остался, но завял, а данных по итогам года так и нет.
2. У OIES сначала появились очень насыщенные цифрами ежемесячные обзоры по китайской энергетике, но после промо-периода в несколько месяцев — ушло под подписку (хотя в целом на OIES сложно жаловаться — по-прежнему много открытых качественных публикаций).
3. субъективно ощущение — но думаю объективно так и есть — в новостях ленты Platts стало меньше графиков — а только графики по факту и содержат интересные, часто закрытые цифры.
И, конечно, куча сайтов полностью закрылось с той стороны для российских айпи. Да, конечно, известны способы обхода, но это отдельная история, тем более что, бесплатные способы почти нигде не работают.

Вот и получается, что мы возвращаемся в дефицит качественной информации на фоне вроде как избытка всего. Тенденция, конечно, не новая — всё адекватное хочет в какой-то момент монетизироваться (существует даже радикальная формулировка «если Вам предлагают что-то бесплатно — значит товар это Вы»). И та же более-менее интересная пресса стала подписочной уже давно. Но тут как-то совпало — прошёлся по источникам — теперь и тут закрыто, тут закрыто, а тут просто воды налито. Дальше — больше?

Посмотрел на котировки акций «Новатэка» - ничего себе! - свыше 50% роста с локальных минимумов декабря (грубо говоря с 760 до без малого 1200, сейчас правда чуть припали). Причём рост почти в два раза выше индекса, а «Новатэк» всё же не какой-то третий эшелон, а самая что ни на есть «голубая фишка». Причины скорее понятны — и они (если это не инсайд) спекулятивны - ставка на мир, снятие санкций на СПГ.

Но при этом текущая див.доходность «Новатэка» - уже на уровне 7%! при безрисковой ставке 21%. И если всё останется как сейчас, то роста бизнеса просто нет!
При этом, нужно обслуживать долг за неработающий Арктик СПГ2. Но честно говоря, даже с учётом будущего запуска АСПГ2 не факт, что компания выглядит сильно привлекательно (грубо говоря, текущая прибыль примерно в равных долях состоит из «старого» бизнеса и «Ямал СПГ». А АСПГ2 — это чуть больше, чем ещё один «Ямал» + доля «Новатэка» чуть побольше. О том, что нефть и СПГ (тем более, часто продаётся с нефтяной привязкой) плоховато отыгрывают глобальную инфляцию писал ранее. Но несвязанную с обвалом котировок нефти девальвацию рубля отыграют. А ещё у нас впереди избыток СПГ, что будет давить на спотовую часть в реализации. Кстати, время идёт (а точнее — приближаются накопленные 250 млрд кубов добычи) и не за горами и отмена льготы по НДПИ на газ для ЯмалСПГ, но это уже фактор второго порядка.

Одновременно, сегодня А.Новак сообщил, что «Мурманский СПГ» будет построен к 2030 году. Если это окажется так (к сожалению, таких планов у нас озвучивалось много, которые не реализовывались), то это означает по факту снятие SDN как минимум с «Мурманского» (иначе строить его нет смысла), а возможно и с «Арктика». Так ли это, узнаем скоро — хотя бы потому что, чтобы построить к 2030 году, начинать строить нужно условно завтра. Ну и развязка с санкциями когда-то наступит. Считается, что инвестропекты компании сейчас заморожены. Пока остаюсь при мнении, что отмена санкций на СПГ у Трампа в последних рядах в списке «разменов» (хотя чуть выше писал — почему такой вариант теоретически возможен).

Итого, если КС слишком резво снижать не будут, то «Новатэк» уже сейчас нёдешев даже в случае позитива с отменой SDN (как по 800 он был недешёв в случае сохранения SDN на АСПГ2 и перспективные проекты). Если же будут, то и другие бумаги вырастут. У нас даже длинные ОФЗ дают 17% к погашению. Как обычно, звёздочка - все рассуждения в сценарии если у нас (или тем более в мире) не начнётся условный гиперок. Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией.

Раз все сегодня про новую энергостратегию. Уже наверное сто раз обсудили за последние годы, что цель 100 млн т экспорта СПГ к 2030 году является недостижимой (ок, пусть оочень маловероятной). И вот мы видим в Энергостратегии — во всех сценариях, кроме стрессового (где экспорт СПГ на уровне 2023 года), - всё тот же плановый объём 142 млрд кубометров экспорта (или около 105 млн т).
Непонятно, если честно, зачем так делать — почему бы не сделать наиболее вероятный сценарий с экспортом между 45 и 142 млрд. А тут только маловероятные крайности.
Да, мы всё понимаем про задачи и некоторую формальность таких документов. И тем не менее. Список потенциальных заводов для обеспечения этих объёмов тоже прилагается — легко понять, что когда будет построено, если вообще будет.

P.S. Выпал на пару месяцев из канала, много всяких дел. Наверное поменяю формат — больше быстрых реакций на событие, просто какие-то картинки/новости интересные. Не очень люблю такие форматы, но на большие посты времени что-то не хватает, а забрасывать неохота. Ну а ув. подписчики реакциями всегда могут показать, что годно, а что нет.

Смотрю в разных телеграм-каналах критические замечания по поводу газодобычи в США — по сути это реакция на недавний обзор американского EIA, точнее вот эту выжимку из него - https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=65025
где добыча по итогам 2024 года осталась по сути без изменений, а цены оказались на рекордно низком уровне (2.2 доллара за млн БТЕ = 78 долларов за тысячу кубов). А если с поправкой на выросшую в последние годы инфляцию — цена вообще неприлично низкая. Скептики как-то критично пытаются это интерпретировать. Но на мой взгляд, всё это показывает силу американской газодобычи.

Вдумайтесь — очень низкие цены, а добыча не падает, значит производителям это плюс-минус выгодно. Да, у производителей могут быть хеджи ит.п. (которые впрочем наверное уже закончились ведь цены-то низкие давно).
Часто ссылаются на фактор условно бесплатного попутного газа при нефтяной добычи, который и обеспечил прирост предложения на фоне падения добычи на месторождениях с самой высокой себестоимостью (хайнесвиль) — эту картинку прикрепляю.
Да, но весь попутный газ — это, наверное процентов 20 американской газодобычи, а цена определяется себестоимостью самой дорогой добычи, поэтому этот фактор не влияет на то, что бОльшую часть всего производимого "обычного" сланцевого газа по-прежнему оправданно добывать при текущих ценах.

Конечно, у газодобычи США есть впереди вызовы — рост спроса как под новые заводы СПГ, так и под внутреннее предложение (м.б. дата-центры, да и в целом при таких смешных ценах внутренний спрос должен проявиться). Напомню, что внутренний спрос — вносит основной вклад даже на фоне растущего экспорта. И всё это с пониманием, что сланец не вечен. Но пока всё выглядит хорошо. И, из общих соображений, если при 2х долларах добыча худо-бедно справляется, то при 3-4х долларах за млн БТЕ, предложения должно быть ещё надолго. А даже такая цена комфортна и для внутреннего спроса, и для экспорта СПГ. Следим дальше.

P.S. Мельком посмотрел EQT – одного из крупнейших добытчиков сланцевого газа. Есть даже какая-то прибыль, конечно снизившаяся, а котировки вообще хорошо себя чувствуют.
https://finance.yahoo.com/quote/EQT/

Перед майскими стало известно о любопытном событии — принято окончательное инвестрешение (ОИР) о строительстве завода Louisiana LNG в США. Очередным заводом СПГ в США нас уже не удивишь — чем же это интересно? Тем, что Louisiana LNG – это фактически бывший проект Driftwood LNG компании Tellurian, которую ранее купила австралийская Woodside.

Чтобы не повторяться, много писал про Tellurian и Driftwood в этом канале (можно найти по поиску). Если совсем вкратце — интересный в теории проект (свой сырьевой газ, нетипичная для США структура контрактов, якобы хорошая рентабельность и для владельцев и для покупателей), который больше пяти лет тем не менее не мог полностью законтрактоваться и принять инвестрешение. Хотя куча проектов "попроще" уже давно построились или строятся. Закончилось всё покупкой Woodside, которая в принципе наверное может взять бОльшую часть объёмов СПГ на себя. Так или иначе, во всём этом все эти годы чувствовались элементы авантюры (опять если совсем грубо — всё очень круто, но почему-то покупать никто не хочет). И, вот, похоже нас ждёт вторая часть истории с новыми владельцами.

Немного странностей уже появилось — то в день объявления ОИР пишут, что запасов газа на 40 лет, то следом на следующий день — сообщение о контракте с BP на поставку сырьевого газа. (Ранее были подозрения, что дефицит своего сырьевого газа - одна из трудностей проекта). Одновременно 40% проекта продано американской инвесткомпании Stonepeak, которая также будет инвестировать и в капекс. Схема финансирования опять получается достаточно запутанная. В дополнение, Woodside жалуется на новые пошлины, что может привести к росту капзатрат на завод. Но при этом сохраняют приличный прогноз отдачи на инвестиции.
В общем, пока странностей хватает, здорово, что Woodside подарил нам возможность наблюдать за этой авантюрой ещё ближайшие несколько лет. Пара недавних новостных ссылок по теме.
https://www.msn.com/en-gb/money/other/australias-woodside-energy-signs-gas-supply-deal-with-bp-for-louisiana-project/ar-AA1DSI2e
https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Woodside-Energy-Warns-Tariffs-Could-Impact-Louisiana-LNG-Project.html
Следим дальше.

На выходных стало известно, что газопровод "Волхов-Мурманск" будет (вроде бы окончательно) строить «Газпром». Напомню, что во многом он нужен для снабжения газом будущего «Мурманского СПГ». Поэтому ранее обсуждалось, что строить мог бы и «Новатэк» с последующей (возможной) передачей на баланс «Газпрома» ("Новатэк" платил бы платежи за транзит, «Газпром» в рассрочку оплачивал бы трубу — практически взаимозачёт). Но не сложилось.

Не думаю, что «Новатэк» сам отказался от строительства — всё же он был крайне заинтересован построить дешевле — от этого зависит рентабельность «Мурманского СПГ». Который и без того будет не очень простой по себестоимости — длинная труба прилично добавит к цене сырьевого газа.

И, как уже обсуждали раньше, проект «Мурманский СПГ» мог стать своеобразным «взломом» газопроводной монополии «Газпрома» - тут и труба «Волхов-Мурманск», и ценообразование на основной части маршрута из Гыдана в европейскую часть России. По первому вопросу текущая ситуация консервируется — а ведь более низкая цена строительства могла поднять дискуссию, насколько оправданны тарифы ФАС на транспортировку, которые в конечном счёте в любом случае опираются на капексы по стротельству.
Посмотрим что будет со вторым вопросом (подозреваю, что «стандартное» ценообразование на транспортировку тоже сделает экономику «Мурманского СПГ» «на пределе» конкурентоспособной с американскими проектами СПГ) , хотя ждать здесь достаточно долго.

На фоне ускоренного повышения тарифов на газ, сколько было разговоров — мол да нужно помочь отрасли, оставшейся без экспортной подпитки, но нужно больше прозрачности и реформирования — но пока ничего не меняется, а судя по «Волхов-Мурманск» — скорее консервируется текущее положение дел. (поправьте — если что, коменты открыты, правда нужно добавиться в чат - это защита от ботов)
Пока же наблюдаем за опережающей индексацией тарифов на газ и платим.

Пробую всё-таки формат коротких заметок. Цены на литий (карбонат) продолжают бурить дно, хотя с год назад вроде как считалось, что на уровне 10 тыс. и даже чуть выше рынок пришёл в равновесие - закрывается нерентабельная добыча ит.п. Причём с электромобилями всё ок по темпам роста, значит и по спросу на литий. Нужно смотреть, наверное предложение из Африки поддавливает на цены. Падение приличное, с 10 т. в январе сейчас уже 8,5 т. На картинке, правда, цена в Южной Америке, но и в Китае всего на 200 долларов дороже. За год же снижение на 40%.

Саш, судя по формулировкам про дно, это реакция на мой пост, поэтому сразу парирую:
Литий и не должен стоить сколько до «пузыря» (кстати, на 20 тыс. выше в юанях - это всего на 2.5 т выше в долларах)
1. Во-первых, инфляция издержек давит на себестоимость. А обе основные технологии достаточно примитивные, какого-то технологического прогресса, который компенсирует инфляцию, здесь не будет.
2. Во-вторых, раза в два, если не больше, вырос спрос. Соответственно, вовлекается более дорогая в себестоимости добычи (Представь, если спрос на нефть сейчас был бы 50% от текущего — какие были бы цены, при том, что эти 50% производителей работали бы в прибыль). Конечно, аналогия это условная, т. к. отрасль литиевая молодая и больше дешевых в добыче запасов ещё осталось. Тем не менее, это тоже важный фактор.
Так что тот факт, что цены, судя по твоему графику — уже, если грубо смотреть, близки к «допузырным», а вводные сильно изменились (несколько лет достаточно сильной долларовой инфляции плюс кратный рост объёмов спроса, на фоне отсутствия технологических прорывов в добыче) - говорит скорее о том, что цены ниже равновесных. Но, да, если Африка будет давать много и дёшево — может на таких ценах и останемся — хотя и многим заметным австралийским производителям такие цены уже не очень, как и лепидолиту в Китае.
https://www.group-telegram.com/OilGasGame/3081

Немного про глобальную электромобилизацию. Темпы здесь, как все видят, хорошие. Эффект низкой базы давно ушёл, но рынок растёт на уровне 25+% в год, а доля электромобилей уже на уровне 20% от всех продаж. Если это не долгосрочная угроза рынку нефти, то уж не знаю что ещё можно возразить. Скептики пробуют рассуждать на тему, что электромобиль может быть скорее второй машиной, поэтому оценки «в лоб» о замене нефти на электричество могут не сработать. Не уверен, что это так. Но нужно признать, что оценки текущего замещения нефти из-за EV у разных источников разнятся.

Например МЭА говорит о 1,3 млн б/д нефти в 2024 году (и 5 млн к 2030 году в одном из своих сценариев). 80% - замещения ожидаемо пришлось на легковушки в самом широком смысле.
А вот блумберг (BNEF) — оценивает замещение нефти заметно больше - в 1,7 млн б/д (обзор 2024 года, там не совсем ясно возможно это оценки для 2023 года — тогда в 2024 м ещё больше).

И что тут самое интересное — в оценке блумберг значительно больше половины всего замещения пришлась на разнообразный 2-х и 3-х колёсный транспорт (см. картинку)

Мы строго говоря не знаем, принципы этой оценки. Но в целом согласен с BNEF, что этот фактор, на мой взгляд, очень важен. Фактически всякие электромопеды не только замещают обычные мопеды, но и обычные автомобилей.

Конечно, всё это больше актуально для стран с длинным тёплым сезоном.
Но частично работает даже у нас в снежной и холодной стране. Посмотрите сколько курьеров работает на разных мопедах (это конечно сильно напрягает на тротуарах, но речь не об этом). Представьте, что бы их не было. Заместить их мопедами классическими не получилась бы — по тротуарам так не погоняешь (шум, выхлопы, инерция другая). Значит часть такой доставки просто бы ушла, но часть — пересела бы на обычные авто.

И такие примеры можно продолжать. Недавно беседовал со своим приятелем. По ряду обстоятельств он сейчас отказался от личного автомобиля и для доставки себя на дачу использует электросамокат. Да, разумеется очевидны и неудобства. Но вдумайтесь в цены. 40 км пути = 1 кВт-ч энергии, т. е. 5-7 рублей!!

Это вообще интересный факт — чтобы перекинуть (индивидуально!) свою тушку на 40 км операционные энергетические расходы (амортизацию самоката конечно не учитываем) сейчас оказываются исчезающе малы даже для домохозяйства с любым уровнем дохода.
Если такие примеры на глазах у нас в стране, то в регионах со стабильно тёплым климатом, всё это будет развиваться ещё активней. Да, известна старая теория, что в развивающихся странах уровень жизни растёт, люди покупают автомобиль, поэтому спрос на нефть будет расти.
Но во-первых, что-то не особо они пересаживались ещё лет 5-7 назад, когда электрофикации транспорта такой активной ещё не было, а нефть уже подбусковывала тогда по спросу. Во-вторых, сейчас этот эффект роста благосостояния в развивающихся странах уже напрямую пойдёт в электромобили. Пока всякие тарантасы дешёвые, а электромобили типа дорогие. Но цены на них резко падают.
Тут конечно, критики могут сказать, что у нас дешёвое электричество, но даже и при более высоких ценах всё равно электротранспорт получается выгодным.
Итого, думаю здесь есть много эффектов второго порядка связанным с различными электротарантасами. Будут ли они развиваться ещё сильней, по мере роста электромобилизации, или в дальнейшем с удешевлением классических EV и ростом благосостояния спрос начнёт перетекать в электромобили. Но представляется, что по сумме факторов электротранспорт скорее даже «отбирает хлеб» у имеющихся автомобилей, чем оказывается дублирующей машиной в домохозяйстве.
Критика, традиционно приветствуется.

Цены на нефть неплохо себя чувствуют на фоне ирано-израильской напряжённости, но ещё неделю-две назад в нефтяной отрасли базовым был тезис — теперь мы будем достаточно долго жить с нефтью по 60-65 (послабления ОПЕК+ и другие сопутствующие факторы).

Одно из следствий — это реакция «сланца» на нефть по 60. И действительно в ответ на снижение цен буровые скорректировались за месяц более чем на 10% (данные прошлой пятницы — когда эффект от конфликта И с И ещё не виден):
с 480+, где они болтались почти весь последний год до 439.
Но стоит ли ожидать серьёзного эффекта на добычу? Пока мы его не видим. И эти 10% падения буровых вряд ли дадут серьёзный эффект на добычу. Позволю себе напомнить, что два предыдущих шока, которые очевидно были значительно сильнее, привели к кратному падению числа буровых и лишь умеренному снижению добычи. Речь о кризисе конца 2014-начала 2015 годов, и «ковидном» шоке. Излишне говорить, что в обоих случаях цены на нефть были значительно ниже.

На рисунке наложил исторические данные по буровым в США (график заканчивается на марте 2024 года, т. к. baker hudges так теперь обрезает исторические данные) на данные по добыче, добычу чуть отнормировал, чтобы все было в одном масштабе.
(Справочно: за последний год всё равно ничего интересного: буровые «флэт» в районе 480-500, добыча чуток росла.)
Смотрим, сюжет конца 14-15 годов. Кратное (в 5+ раз!!) обрушение числа буровых и умеренное снижение добычи. Но эта история давно известна — в 2014м был ещё пузырь-лихорадка, бурили всё подряд, в т.ч. очень неэффективное. Поэтому такой маленький эффект на добычу — просто ушло очень много неэффективных бурений. Старая история.

2) «Ковидный обвал». Отрицательные цены на нефть в моменте, опять же кратное (в 3 раза) падение буровых — и снижение добычи в районе 1 млн б/д. - не такое уж и большое на фоне мощнейшего наверное за десятилетия шока в отрасли. Причём тогда бурили уже не всё подряд, а то, что нужно.
Тут тоже есть свои объяснения. Использовались накопленные т. н. незаконченные скважины (DUC) (кстати сейчас, вместе с падением буровых, снижается и объём работ по ГРП, то самое заканчивание, — те DUC даже не тратят пока). Плюс ещё больше эффективности, длина скважин итд.итп.

И вот сейчас (если И-И заварушка рассосётся) новый вызов для сланца. Да, падение цен совсем не такое значительное, но путь роста эффективности в сланцах во многом потрачен, какое-то ухудшение качества запасов есть.
Тем не менее, не уверен что в этот раз не выяснится что-то новенькое (вообще каждый стресс и кризис, не только в сланцах — интересен тем, что всплывают те или иные подробности, о которых не так просто узнать в базовом развитии событий) и в любом случае 10% падения буровых на среднесрочный период — это скорее «ни о чём». На интервалах месяцев корреляция совсем другая — серьёзное падение добычи вызывает нааамного большее снижение числа буровых.
Возможно роста не будет и сланец вышел на плато, ну ОК, тогда рост спроса на нефть, если он всё-такие состоится позволит по чуть ослаблять ограничения ОПЕК+. Но многое зависит от цены, особенно в сланцах.

Поэтому конечно здесь появляется простор для конспирологии — в этот раз, думаю совпадение, но только цены вниз, сразу очередная заварушка на БВ.

Что же больше нужно самим Штатам больше —
(1) нефть по 60 (в пересчёте на Brent) и дешёвое топливо внутри страны, но с частичным импортом или же
(2) нефть по 80, но полное самообеспечение с частичным экспортом — вопрос открытый. На мой взгляд, второе предпочтительней. Следим дальше.