ИнфоТЭК стал победителем конкурса "Энергия пера"

Отраслевое медиа ИнфоТЭК стало победителем международного медийного конкурса "Энергия пера", который проводит ассоциация "Глобальная энергия".

ИнфоТЭК занял первое место в номинации "Лучший телеграм-канал, блог об энергетике". Награда вручена руководителю проекта Юлии Кычановой и главному редактору Александру Фролову.

Наш автор, независимый эксперт Александр Собко @obkos занял третье место в номинации "Лучшая статья в федеральной прессе" за опубликованный материал о том, насколько обманчива статистика мировой нефтедобычи.

Поздравили журналистов и участников конкурса вице-премьер РФ Александр Новак и пресс-секретарь президента России Дмитрий Песков. С полным списком победителей можно ознакомиться на сайте Российской энергонедели.

В общей сложности в ходе конкурса 2024 года было подано 217 заявок, из них 117 пришлись на 19 регионов России, а остальные 100 – на 27 зарубежных стран Африки, Азии, Ближнего Востока, Европы и Южной Америки. Победителей выбрало жюри, состоящее из руководителей ведущих телеканалов, деловых изданий и информационных агентств.

От всей души поздравляем также нашу коллегу Анну Горшкову и телеграм-канал ЭНЕРГОПОЛЕ с заслуженной наградой!

Пока рыночек падает, самое время сделать полезный стрим в 20:00

Будем разбираться в СПГ с Александром Собко (у него крутой канал @obkos).

Всех манит Новатэк ниже 1000 руб (иногда и в евроклире), но кажется никто в нем ничерта не понимает. Самое время понять и купить/продать.

Пишите интересные вопросы, попробуем задать. Свою презентацию на 30 слайдов уже сделал)

Запись по СПГ с Александром тут: https://youtu.be/L7csGlzx_r4

Лайк+комментарий приветствуется. До конца года еще хочется сделать похожий стрим про золото и сталь, но наверно уже ноябрь.

Александру спасибо за экспертизу, для меня много вопросов снял - надеюсь для Вас тоже

Спасибо Олегу Кузьмичёву за недавний стрим, хотел бы дописать немного текстом, что не хватило времени обсудить подробней — про инвестиционный кейс «Новатэка».
Да, мы знаем плюсы и минусы. Плюсы — компания роста, пусть сейчас и проблемного, минусы — высокая ставка, опять же давление на себестоимость из-за санкций.
Тут каждый сам решает, на мой взгляд по текущим «Новатэк» всё же дорог.

Но написать хотел не об этом. На мой взгляд, одна из основных задач акций (против депозитов/облиг), почему мы берём эти риски — впитывать инфляцию. И насколько хорошо это могут сделать акции газовых компаний — вопрос. Несколько постов назад описал чем-то похожий посыл для нефти, а сейчас — газ (СПГ).

Напомню, по нефти, если совсем вкратце — договорённости ОПЕК+ держат цены выше себестоимости, а потому даже если себестоимость постепенно растёт (то самое впитывание инфляции+конечно качество запасов), то цены живут своей жизнью.

(В скобках отметим, что речь о глобальной инфляции. От девальвации рубля такие инвестиции защитят, главное чтобы эта девальвация была не ассоциирована с падением цен на глобальный нефтегаз, нечастый случай — хотя сейчас не исключено что будет именно такой. А может и не будет).

Что-то похожее наблюдается и в газовой сфере. Очевидно, что текущие 400 долларов за тысячу кубов — выше себестоимости газа (СПГ).

Всё это можно, конечно, описать, намного проще двумя словами — мы не на дне цикла, поэтому такие инвестиции рискованны. (По газу так вообще ожидается избыток).

При этом, как в нефти, так и в СПГ, замыкающим поставщиком с определёнными оговорками являются сланцевые нефть и газ.

И тут второй вывод - если Вы считаете, что у «сланцев» (будь то нефть или газ) всё плохо — то это означает, что качество запасов снижается = стоимость бурения растёт = она догоняет текущие цены. А дальше уже вступает в дело «обычная» инфляция, и вот эти бумаги уже её впитывают (при условии конечно что со спросом всё ок=цену можно переносить на потребителя — а тут тоже риски из-за межтопливной конкуренции)

Я честно говоря, в этом сильно не уверен. По факту пока технологический прогресс бурения умудряется не только «побороть» инфляционные процессы (которые есть), но и постепенное истощение «свит спотс». Кстати судя по данным EIA (картинка в комментариях — тг не даёт добавить в длинный пост), после роста 21-22 гг. издержки даже снизились, правда на выборке компаний! Тем не менее, дешёвая сланцевая нефть закончится скорее быстрей, чем дешёвый сланцевый газ.

Если же говорить дальше про расходы на сжижение газа и получение СПГ, то здесь пошла инфляция издержек уже при строительстве заводов в США, но всё же она небольшая.

И колебания цены Henry Hub (часто значительные) по-прежнему будут оказывать на цену СПГ намного большее влияние, чем прочие факторы. Производители газа могут жаловаться на низкие цены, но добыча среднесрочно растёт при исторически небольшом числе работающих на газ буровых установок.

Итого, газовая история — это ставка на 1) цикличность сектора, и мы не на дне 2) неопределённости сланцевой добычи, и далеко не факт что там всё плохо 3) конечно помним про грядущей переизбыток СПГ, который скорее будет, чем нет.

Может ли быть по-другому? В теории может.
Кругом рассуждения что дата-центры и ИИ «спылесосят» всю лишнюю энергию, да и со сланцами может пойти что-то не так. Ставить на это всё не готов. Зато рынок и хорош тем, что каждый может проверить собственные абстрактные идеи собственным конкретным кошельком.

Не является инвестрекомендацией.

Rio Tinto планирует купить Arcadium Lithium (один из крупнейших производителей лития). Если получится, то старые имена в литиевом секторе ещё дальше уйдут в прошлое. Ведь сама Arcadium Lithium образовалась в результате слияния ещё двух непоследних производителей в секторе — Livent и Allkem.

В свою очередь, Allkem – это компания Orocobre, сменившая название ещё в ноябре 2021 года. А Livent – ранее отделившийся литиевый сегмент от американской химической компании FMC. Вот такая вот матрёшка. Графики-картинки/обзоры устаревают не только из-за того, что сектор быстро растёт, но и из-за слияний-поглощений-смены названий.

И ещё немного про литий, теперь наш.

Из сегодняшних новостей: сроки запуска крупнейшего нашего рудного Колмозёрского месторождения теперь окончательно выставлены на 2030 год. Capex кстати 91 млрд = грубо 1 млрд долларов.
А ведь ровно год назад обсуждалась возможность запуска первой очереди (на 20% всего объёма) уже в 2026-2027 годах.

Причины понятны. С одной стороны, всплывают те или иные сложности, крупные проекты часто съезжают вправо.
С другой стороны, а куда этот литий реализовывать. Пузырь на мировом рынке сдулся, на рынке избыток. А сейчас продавать на экспорт товар, если он недефицитный (и даже наоборот) становится сложнее и сложнее.
Для внутреннего потребления, даже когда будут построены обе самые крупные наши гигафабрики (а они ещё совсем не), нужно будет всего лишь половина даже от той самой первой линии Колмозёрского (которая в свою очередь — 20% от всего объёма).

А ещё у нас куча проектов по извлечению лития из попутных вод нефтегазовой добычи, которые впрочем сейчас тоже зависли всё из-за тех же глобальных проблем сектора.

Собственно, когда летом аукцион по разработке Завитинского месторождения закончился ничем — стало понятно, что интерес к сектору упал. Дело в том, что это месторождение уже разрабатывалось ранее, и в общем при прочих равных там было проще и дешевле восстановить добычу по сравнению с новыми проектами в чистом поле. И тем не менее, никому оказалось неинтересно.

Колмозерское же слишком большое и знаковое, чтобы игнорировать, да и игроки ещё раньше забрали его солидные (СП Росатома и Норникеля), но всё равно решили тянуть с запуском подольше.
К 2030 году рынок наверное придёт к норме, и будем экспортировать большую часть с Колмозерского и «попутного нефтегазового» лития. Если, конечно, всё пойдёт по плану.

В общем, с одной стороны, вроде как всё затянулось и удачно получилось. С другой стороны, уже пора привыкнуть что ко всем озвучиваемым планам нужно относиться сверхкритично, даже если стройка началась (а если не началась - то втройне): изначальные сроки-объёмы реедко у кого удаётся выдержать, неважно литий это, СПГ, или другой товар.

Последнее время добавилось значительное число подписчиков, поэтому накину чуть базы по ценам СПГ, заодно освежим цифры для всех. Итак, в первом приближении долгосрочная цена на СПГ будет стремиться к полной себестоимости производства и доставки СПГ из США.

В свою очередь, эта себестоимость складывается из трёх пунктов. Пишу всё в долларах за млн БТЕ ($/mmBtu, как принято в секторе, для перевода в долл за тыс. кубометров желающие могут умножать, опять же грубо на 35.80).

Доставка из США — от 1 (в Европу) до 2.5 (в АТР) $/за млн БТЕ

Кап.затраты сжижения — сейчас оцениваются в 2,5 доллара за млн БТЕ. Несмотря на инфляцию, здесь совсем небольшой рост с 2,15-2,3 до 2.5. Точнее в % заметно, но на общем фоне совсем некритично.

Операционные затраты - 15% от цены газа.

Собственно цена сырьевого газа в США = котировки на основном хабе Henry Hub. Это самый интересный фактор, который нивелирует все прочие инфляционные (если без гиперка) риски прочих составляющих себестоимости, т.к здесь волатильность перекрывает всё.

Сейчас это цены на уровне 2,4 долл за млн БТЕ.
Тут можно долго говорить о рисках сланцевой добычи. Но думаю, если поставить цену в 4 доллара — это перекрывает все риски умеренных проблем со сланцем. 4 — это очень хорошая цена, она держалась несколько лет назад, когда технологически разработка сланцев выглядела похуже. Базовый сценарий, скорее 3-3,5.

Итого суммируем.
Минималка (доставка в ЕС, газ по 2,5) = 2,5*1.15 (газ плюс OPEX) + 2,5 (это уже CAPEX сжижение, просто цифры совпали) + 1 (транспорт) = 6,4 или 228 долл за тыс. кубов.

Максималка (газ по 4, да и доставка в АТР) = 4*1.15+2.5+2.5 (транспорт, опять цифры совпали, теперь с сжижением)=9,6 или 344 долл за тысячу кубов.

Но это всё, конечно, сферический конь в вакууме. Даже в нефти мы видим как колебания в ту или иную сторону сильно отличаются от долгосрочной себестоимости, а в равновесие система сама так и не приходила из-за сделки ОПЕК+.

В СПГ же другие причины оочень медленного выхода на равновесные цены. С одной стороны, завод СПГ строить очень долго, это не то что подбурить ещё немного сланцевой нефти. С другой стороны, даже если цены падают, то завод СПГ работает до тех пор пока выгодно продавать по операционным затратам (кап.затраты уже всяко понесены).

Тем не менее, долгосрочные ориентиры эти оценочные себестоимости дают. Напомню, что Газпром старался держать цены на газ в ЕС (когда он своими объёмами мог регулировать во многом цену спота), чтобы она не превышала ожидаемую себестоимость ам.СПГ, т.е чтобы не стимулировать строительство новых заводов СПГ в США.

И напротив, ценовой всплеск 2022 года привёл к новым инвестрешениям по заводам СПГ (см. свежую картинку IEA в коментах, особенно в сравнении с провальным 2020 годом).

Сейчас же цены около 400, т.е даже при возврате к норме, роста цен ждать не стоит. Не говоря уже о неоднократно упоминаемом ожидаемом избытке СПГ на рынке.

На днях предложили написать колонку по СПГ, оттолкнувшись в т.ч от недавнего обзора-прогноза от Kept. Стал его смотреть и наткнулся на не очень понятные оценки глобального предложения СПГ. Например, в умеренном сценарии (включает в себя все строящиеся проекты плюс те, что уже получили инвестрешение) у них прибавка к 2030 году всего 167 млрд куб.м газа (в виде СПГ). Но как так может быть, если даже сейчас в Северной Америке строится на 120+ млрд ( в основном в США), только у Катара строящихся плюс FID (ОИР) сейчас 88 млрд- как раз к 2030му должны достроить даже те 22 млрд, что ОИР был в феврале24 года, а остальные и подавно. Ну и всякое разное по мелочам остальное тоже набегает прилично (в комментах повторю пару картинок из которых объёмы явно получаются намного больше). А даже в максимальном сценарии у Kept +228 млрд. Непонятно. Очень не люблю в целом критиковать коллег (и часто оставляю странности без комментариев, может зря), но тут хочется разобраться, может чего не понимаю. Комментарии строго приветствуются, (правда сейчас для этого нужно вступить в чат при канале, это вынужденная мера борьбы с ботами).

Добрался посмотреть свежий обзор WEO от IEA, а там уже всё посчитано не на глазок, и ответ на вопрос из предыдущего поста. Увеличение предложение к 2030 году по сравнению с 2023 ожидается на 270 млрд кубометров газа (в виде СПГ), что намного больше даже максимального сценария у Kept, хотя сравнивать нужно именно с умеренным (где у kept всего 167). 270 млрд очень похоже на правду. В kept где-то потеряли 100 млрд кубометров, странная история. Ну и в целом IEA ожидает знатный избыток на рынке, см. картинку.

Не хотел об этом писать (и так очевидно), но тут прочитал в каком-то канале, что мол небольшое снижение добычи сланцевого газа в США в этом году — признак «заката сланца». Извините, но вы видели что с ценами на газ в США? Они с поправкой на инфляцию болтаются чуть ли не ниже ковидных минимумов, а в новейшей «сланцевой» истории американской газодобычи скорее в районе абсолютных минимумов! У всякой добычи есть себестоимость, кроме того есть инфляция издержек в любом случае. При низких ценах бурить не выгодно (ваш КО). Смотреть же нужно на цены, а не на объёмы. Вот когда сильно попрут цены на газ в США — это будет признаком проблем у сланцев. А раз низкая цена, значит газа всем достаточно, а значит не нужно и лишнее производство — самые базовые рыночные механизмы. Почему газа всем хватает при текущей добычи — нужно смотреть, но предположу, что один из факторов — надобывали лишку заранее под новые заводы СПГ, запуски которых съехали вправо. Об этом же говорят запасы в хранилищах, которые летом были выше 5-летних максимумов, да и сейчас высоки.
https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=63506

Ну вот и "Газпром" не смог пройти мимо падения добычи сланцевого газа в США.
"В США в первой половине 2024 года добыча сланцевого газа сократилась впервые за последние 10 лет. С учетом этого эксперты обращают внимание на риски обеспечения американских производителей СПГ достаточной ресурсной базой для исполнения ими обязательств по экспортным контрактам."
https://www.gazprom.ru/press/news/2024/october/article577064/

Выводы, на мой взгляд, всё же преждевременные (см. предыдущий пост): может риски такие и есть, но только текущее падение добычи абсолютно ничего об этом не говорит.

На днях стало известно что к концу года заработает долгожданный пиролиз «ЭП-600» на «Нижнекамскнефтехиме» (сейчас принадлежит «Сибуру»). Помню, несколько лет назад и любители нефтехимии, и миноритарные акционеры «НКНХ» пристально следили за динамикой стройки и сроками запуска. Естественно, после санкций сроки съехали. И вот запуск скоро состоится.
Но не всё так однозначно. Т.н. «заводы-спутники», которые должны собственно производить полимеры из продуктов пиролиза ЭП-600, пока не построены. Так что интересно, как НКНХ будет «раскидывать» производимую продукцию.

Относительно просто с этиленом, хотя его будет больше всего (600 тыс. т). Это сырьё всегда в дефиците в «Казаньоргсинтезе» (тоже «Сибур» основной акционер). (Точнее в дефиците там был этан, но значит и этилен как продукт). И часть объёмов пойдёт туда. Частично продуктами крекинга вероятно можно загрузить действующие производства НКНХ.
Но вот бензол — его должно быть немало как продукта крекинга — почти 250 тыс. т. Планировалось производство полистирола, но об этом ничего не слышно. Куда-то его нужно потратить. (Возможно ли подобрать состав нафты и параметры крекинга, чтобы снизить выпуск бензола — не берусь утверждать, есть знающие коллеги в канале, возможно отпишутся). В любом случае интересно теперь наблюдать, как продукты на выходе будут «распиханы» по разным задачам, т. к. повторюсь, старая схема с заводами-спутниками производства полимеров по крайне мере пока действовать не будет.

Тут деталей много — например по какой цене тот же этилен будут продавать на теперь дружественный Казаньоргсинтез.
Что касается миноритарных акционеров, то с дивидендами последние годы всё стало не так хорошо и прозрачно — кто-то справедливо объясняет это большим капексом, кто-то — особенностями взаимодействия с новым контролирующим акционером. По идее сейчас основная стройка закончится, и будет понятно — вернётся ли отдача миноритариям с этого или нет.
Любопытно, что натуральные каучуки сейчас сильно растут в цене (схема стандартная=погода-неурожай-дефицит), а значит вслед за ними и основной продукт НКНХ — синтетический аналог натуральных каучуков. В этом смысле у компании всё хорошо, хотя уже и без удобных европейских рынков сбыта.
Помню, НКНХ хорошо себя показал в 2021 году, но сейчас его у меня нет. Не является инвестиционной рекомендацией.

Upd: связались представители компании и подтвердили, что вся продукция с ЭП-600 распределена. Некоторые ссылки по планам тех самых заводов, которые ещё нужно построить.
https://www.sibur.com/ru/press-center/news-and-press/sibur-postroit-dva-novykh-proizvodstva-v-nizhnekamske-/
https://www.sibur.com/ru/press-center/news-and-press/sibur-zapustit-v-nizhnekamske-proizvodstvo-vysokoprochnogo-metallotsenovogo-polietilena/

От себя ещё раз всё же добавлю, что разумеется никто не сомневался, что эти 250 тыс. т бензола из крекинга и прочие «лишние» продукты теперь навсегда, вопрос в том — что запуск ЭП-600 и заводов-спутников всё же сильно расходятся по времени. На текущем этапе в первые годы будет по-своему интересно. Например, два завода по ссылкам выше — плановый запуск 2028 год.

Даже в случае какой-то разрядки, явного позитива для нашего СПГ всё равно не жду по очевидным причинам: Штатам нужно продавать свой, а Трамп нефтегаз поддерживает в целом. Вот ещё один звоночек. Намекают уже на замену Ямала на американский СПГ. https://1prime.ru/20241108/gaz-852699862.html

Россия откажется от СПГ?

Санкции заставляют российские компании отказываться от СПГ в пользу аммиака

Сможет ли Россия занять 20% мирового рынка СПГ и производить 100 млн т в год, стоит ли сделать упор на среднетоннажное сжижение вместо крупнотоннажного, чем можно заменить сжиженный природный газ и почему любовь к производству продуктов газохимии иррациональна – в авторской статье независимого эксперта, призера конкурса "Энергия пера" Александра Собко.

👆Написал колонку для ИнфоТЭК про сомнительность даже обновлённых прогнозов по нашему СПГ и, судя по всему, начинающуюся попытку частично заместить отменённые производства СПГ на производства аммиака и его производных.
Совсем тезисно:
1. Все риски реализовались — новые красивые прогнозы несомненно будут, но относиться лучше к ним критически.

2. Судя по серии новостей — появляется идея производить аммиак из газа, а не СПГ. Идея, разумеется, не нова. Но в текущих условиях может быть интересна — санкции на аммиак словить сложнее, вывозить его производные из арктической зоны проще. Риски тоже есть — можно не вписаться в баланс спроса и предложения. Кроме того, похоже с оборудованием и технологиями для производства будут те же трудности, что и с крупнотоннажным СПГ. Чуть подробней по ссылке выше.

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.