24.04.202510:21
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/
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/
20.10.202416:04
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.
25.09.202410:20
Начнём с простой истории. Хорошая иллюстрация, почему цены на газ (СПГ) держатся на приличном уровне (400 долларов за тысячу кубометров), несмотря на ожидания избытка СПГ на рынке. Ответ на картинке — уже 1,5 года нет ни одного запуска нового СПГ-завода в США. Причины известны — задержки в строительстве и, соответственно, запуске Golden Pass LNG и других заводов. Но радоваться сложно — критичных проблем нет, и всё же в какой-то момент всё это выйдет на рынок, и не постепенно, а за небольшой промежуток времени. Только в США строится СПГ на 100 млрд кубов в год, с Мексикой и Канадой в сумме — под 120. А там и катарские новые объёмы подоспеют.
Избыток очень вероятен.
А причём здесь «Газпром»? Много спекуляций о возможном росте доходов компании в случае увеличения экспорта в ЕС (после возможной заморозки конфликта). Но рынок уже привык жить без газпромовского газа в балансе. Навес СПГ + ещё если будут доп объёмы российского газа — что же будет с ценами?
Но даже если цены заметно упадут, у «Газпрома» сейчас маленькая база экспорта. Поэтому даже удвоение объёмов экспорта возможно. А удвоение объёмов и при низких ценах окажется выгодно. Впрочем, пока нет никакой нормализации (напоминаю: политику не обсуждаем, сейчас затронул по касательной т.к. это напрямую влияет на тему), это в любом случае спекуляции. Но старая игра «Газпрома» в «цены-объёмы» в таком случае вернётся, пусть и в новых вариантах. Следим дальше.
Избыток очень вероятен.
А причём здесь «Газпром»? Много спекуляций о возможном росте доходов компании в случае увеличения экспорта в ЕС (после возможной заморозки конфликта). Но рынок уже привык жить без газпромовского газа в балансе. Навес СПГ + ещё если будут доп объёмы российского газа — что же будет с ценами?
Но даже если цены заметно упадут, у «Газпрома» сейчас маленькая база экспорта. Поэтому даже удвоение объёмов экспорта возможно. А удвоение объёмов и при низких ценах окажется выгодно. Впрочем, пока нет никакой нормализации (напоминаю: политику не обсуждаем, сейчас затронул по касательной т.к. это напрямую влияет на тему), это в любом случае спекуляции. Но старая игра «Газпрома» в «цены-объёмы» в таком случае вернётся, пусть и в новых вариантах. Следим дальше.
16.07.202412:35
Reuters сегодня написал, что «Арктик СПГ 2» сократил в мае добычу на три четверти — до 55 млн кубометров по сравнению с 215 млн в апреле со ссылкой на «источник», и все стали активно эту новость репостить.
https://www.naturalgasworld.com/russias-arctic-lng-2-gas-output-trimmed-in-may-source-says-112177
Но ровно те же самые цифры приводил «Коммерсант» в конце июня, почти тремя неделями раньше!!
Т.е. не то, что инсайд, но и хоть какая-то новизна здесь отсутствует. Это и к вопросу генерирования инфоповодов, и реакции на них.
https://www.kommersant.ru/doc/6792798
Кстати, «майские» объёмы — это 7% от мощности первой линии, так что скорее всего производство в мае ушло в «заморозку».
https://www.naturalgasworld.com/russias-arctic-lng-2-gas-output-trimmed-in-may-source-says-112177
Но ровно те же самые цифры приводил «Коммерсант» в конце июня, почти тремя неделями раньше!!
Т.е. не то, что инсайд, но и хоть какая-то новизна здесь отсутствует. Это и к вопросу генерирования инфоповодов, и реакции на них.
https://www.kommersant.ru/doc/6792798
Кстати, «майские» объёмы — это 7% от мощности первой линии, так что скорее всего производство в мае ушло в «заморозку».
27.06.202409:47
В Боливии вроде бы всё успокоилось (пока), но за эти сутки многие уже успели попереживать по поводу крупнейших запасов лития, которые планирует разрабатывать в т.ч. и «Росатом». Несколько лет назад эта история широко обсуждалась - удастся ли войти в число счастливчиков, которым достанется разработка этих запасов. Поучаствовать удалось (в июне 2023 было принято решение), но за последние пару лет и ситуация поменялась.
1. Цены на литий упали в разы до «нормы», в т.ч. и потому, что пришло осознание, что запасов в мире достаточно.
2. Боливия хоть и обладает крупнейшими запасами в мире, но добыча здесь посложней, чем в соседнем Чили, в первую очередь из-за другого состава солевых озёр.
3. Из-за этого придётся применять более сложные и не до конца отработанные методы — скорее всего варианты DLE – прямой экстракции лития.
4. Но очень похожие методы можно применять и для извлечения из пластовых вод нефтегазовых месторождений в нашей стране. И таких запасов у нас много. (Плюс есть рудные запасы у нас). Конечно, у Боливии запасы принципиально другие, чем у нас, есть некоторые преимущества по качеству, в первую очередь концентрации лития, но и рисков хватает.
Ситуация с боливийиским литием чем-то напоминает историю с тяжёлой нефтью Венесуэлы, куда пыталась инвестировать «Роснефть», но в результате вышла из проекта: огромные, но сложные запасы + геополитические риски Южной Америки. Хочется верить, что здесь всё будет по другому.
Справочно: «Росатом» планирует вложить в в боливийский литий $600 млн. В качестве позитива — в проекте участвуют и китайские компании, так что здесь все в одной лодке с сильным партнёром.
Помню, как и сам переживал, удастся ли нашим поучаствовать в проекте — результаты тендера всё откладывали и откладывали.
Но сейчас ситуация изменилась. Той уникальности проекта больше нет. А переживать больше нужно за то, чтобы инвестиции не пришлось списать. Это и к вопросу о том, что хотя горизонт планирование в энергетике — часто десятилетия, но некоторые вещи быстро меняются (даже без учёта "геополитики"), особенно в новых секторах. Лучше не зацикливаться на основе устаревших на несколько лет предпосылок. Следим дальше.
1. Цены на литий упали в разы до «нормы», в т.ч. и потому, что пришло осознание, что запасов в мире достаточно.
2. Боливия хоть и обладает крупнейшими запасами в мире, но добыча здесь посложней, чем в соседнем Чили, в первую очередь из-за другого состава солевых озёр.
3. Из-за этого придётся применять более сложные и не до конца отработанные методы — скорее всего варианты DLE – прямой экстракции лития.
4. Но очень похожие методы можно применять и для извлечения из пластовых вод нефтегазовых месторождений в нашей стране. И таких запасов у нас много. (Плюс есть рудные запасы у нас). Конечно, у Боливии запасы принципиально другие, чем у нас, есть некоторые преимущества по качеству, в первую очередь концентрации лития, но и рисков хватает.
Ситуация с боливийиским литием чем-то напоминает историю с тяжёлой нефтью Венесуэлы, куда пыталась инвестировать «Роснефть», но в результате вышла из проекта: огромные, но сложные запасы + геополитические риски Южной Америки. Хочется верить, что здесь всё будет по другому.
Справочно: «Росатом» планирует вложить в в боливийский литий $600 млн. В качестве позитива — в проекте участвуют и китайские компании, так что здесь все в одной лодке с сильным партнёром.
Помню, как и сам переживал, удастся ли нашим поучаствовать в проекте — результаты тендера всё откладывали и откладывали.
Но сейчас ситуация изменилась. Той уникальности проекта больше нет. А переживать больше нужно за то, чтобы инвестиции не пришлось списать. Это и к вопросу о том, что хотя горизонт планирование в энергетике — часто десятилетия, но некоторые вещи быстро меняются (даже без учёта "геополитики"), особенно в новых секторах. Лучше не зацикливаться на основе устаревших на несколько лет предпосылок. Следим дальше.
06.05.202411:59
Евросоюз всё не может решить, запрещать ли импорт российского СПГ — за последние дни слышал несколько вариантов: "запретить всё", "сохранить импорт только для «Ямал СПГ»", "запретить перевалку с газовозов ледового класса". Понятно, что логистика очень удобная, но казалось бы, что с этого самому Евросоюзу?
Разгадка неготовности Евросоюза расстаться с российским СПГ связана на мой взгляд с тем, что по факту почти весь он уже не столько российский, сколько европейский: значительная часть СПГ с Ямала принадлежит европейским ТНК либо сразу после выхода с завода, либо после перевалки на европейских терминалах или в Мурманске (борт-в-борт). (Об этом рассказал в комментарии для РБК перед выходными).
Смотрите сами. При проектной мощности трёх основных линий «Ямал СПГ» в 16,5 млн т долгосрочные контракты на импорт есть у:
1) испанской Naturgy (2,5 млн т),
2) французской TotalEnergies (4 млн т),
3) а теперь и немецкой SEFE (бывший трейдер «Газпрома») - 2,9 млн т.
Кроме того, часть своих собственных объёмов с «Ямал СПГ» «Новатэк» также продаёт по долгосрочным контрактам компаниям Shell и TotalEnergies. То есть основная часть ямальского СПГ сразу же после выхода с завода или после перевалки с танкеров ледового класса, оказывается в собственности европейских ТНК. И гипотетический отказ от использования этого СПГ в Европе приведёт к потерям на логистике не столько для «Новатэка», сколько для самих европейских же компаний. Следим дальше.
upd: ув.коллега в лс замечает, что газ SEFE не для Европы, т.к у неё есть старые обязательства перед Индией (из-за чего было много скандалов в 2022 году). Это так, но дело в том, что всё равно выгодно эти объёмы сдавать в Европе, а для Индии покупать объёмы в АТР. Всё из-за той же экономии на логистике.
Разгадка неготовности Евросоюза расстаться с российским СПГ связана на мой взгляд с тем, что по факту почти весь он уже не столько российский, сколько европейский: значительная часть СПГ с Ямала принадлежит европейским ТНК либо сразу после выхода с завода, либо после перевалки на европейских терминалах или в Мурманске (борт-в-борт). (Об этом рассказал в комментарии для РБК перед выходными).
Смотрите сами. При проектной мощности трёх основных линий «Ямал СПГ» в 16,5 млн т долгосрочные контракты на импорт есть у:
1) испанской Naturgy (2,5 млн т),
2) французской TotalEnergies (4 млн т),
3) а теперь и немецкой SEFE (бывший трейдер «Газпрома») - 2,9 млн т.
Кроме того, часть своих собственных объёмов с «Ямал СПГ» «Новатэк» также продаёт по долгосрочным контрактам компаниям Shell и TotalEnergies. То есть основная часть ямальского СПГ сразу же после выхода с завода или после перевалки с танкеров ледового класса, оказывается в собственности европейских ТНК. И гипотетический отказ от использования этого СПГ в Европе приведёт к потерям на логистике не столько для «Новатэка», сколько для самих европейских же компаний. Следим дальше.
upd: ув.коллега в лс замечает, что газ SEFE не для Европы, т.к у неё есть старые обязательства перед Индией (из-за чего было много скандалов в 2022 году). Это так, но дело в том, что всё равно выгодно эти объёмы сдавать в Европе, а для Индии покупать объёмы в АТР. Всё из-за той же экономии на логистике.
08.12.202416:44
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.
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.
18.10.202412:34
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).
23.09.202410:03
Технический пост.
На некоторое время подзабросил блог по личным обстоятельствам, потихоньку возвращаюсь.
Спасибо всем, кто не отписался.
Что изменится? По большому счёту ничего, но свободного времени стало чуть меньше, поэтому вероятно:
1. Будет поменьше больших постов, и побольше оперативных мини-сообщений. Но пока всё равно сообщений будет немного, потихоньку далее раскачаюсь.
2. В связи с последними событиями (фактическая заморозка наших многих СПГ-проектов, да и смелые предположения по вывозу с АСПГ2 теперь рекомендуется оставить при себе) видимо чуть меньше будет уделяться внимания СПГ, а больше прочим проблемам энергетики — нефтяным балансам, литию ит.п., хоть СПГ традиционно мне самый близкий. Возможно появится немного уклона в сторону фондового рынка — отчасти «дань моде», отчасти, как уже неоднократно писал, ставка деньгами — неплохой аргумент в споре по будущему энергетики. А то смелые прогнозы давать многие любят, но подкреплять их подобной ставкой — далеко не все.
3. В связи с п.1,2, спин-офф канал «Литиевая лихорадка» @li_rush замораживается окончательно, но удалять канал не буду — всё-таки кой чего полезного там лежит, да и может пригодится когда ещё.
4. Отдельно про комментирование и чат.
В связи с нашествием ботов, комментарии к постам теперь можно делать только участникам чата при канале. Это единственный способ от ботов избавиться (вроде бы).
Чат у канала был всегда, но это был отчасти формальный момент (чат даже пустой необходим для комментов), хотя некоторая независимая жизнь там была.
https://t.me/obkos_chat
(Напомню, что в телеге коменты под постами автоматически дублируются в чате, но не наоборот — то что написано в чате, остаётся только там). В общем, кому актуально — добавляйтесь, может он и сам по себе станет активней, посмотрим. Для большей ламповости ограничил там пересылку и копирование.
Пока вроде всё, если что, допишу.
На некоторое время подзабросил блог по личным обстоятельствам, потихоньку возвращаюсь.
Спасибо всем, кто не отписался.
Что изменится? По большому счёту ничего, но свободного времени стало чуть меньше, поэтому вероятно:
1. Будет поменьше больших постов, и побольше оперативных мини-сообщений. Но пока всё равно сообщений будет немного, потихоньку далее раскачаюсь.
2. В связи с последними событиями (фактическая заморозка наших многих СПГ-проектов, да и смелые предположения по вывозу с АСПГ2 теперь рекомендуется оставить при себе) видимо чуть меньше будет уделяться внимания СПГ, а больше прочим проблемам энергетики — нефтяным балансам, литию ит.п., хоть СПГ традиционно мне самый близкий. Возможно появится немного уклона в сторону фондового рынка — отчасти «дань моде», отчасти, как уже неоднократно писал, ставка деньгами — неплохой аргумент в споре по будущему энергетики. А то смелые прогнозы давать многие любят, но подкреплять их подобной ставкой — далеко не все.
3. В связи с п.1,2, спин-офф канал «Литиевая лихорадка» @li_rush замораживается окончательно, но удалять канал не буду — всё-таки кой чего полезного там лежит, да и может пригодится когда ещё.
4. Отдельно про комментирование и чат.
В связи с нашествием ботов, комментарии к постам теперь можно делать только участникам чата при канале. Это единственный способ от ботов избавиться (вроде бы).
Чат у канала был всегда, но это был отчасти формальный момент (чат даже пустой необходим для комментов), хотя некоторая независимая жизнь там была.
https://t.me/obkos_chat
(Напомню, что в телеге коменты под постами автоматически дублируются в чате, но не наоборот — то что написано в чате, остаётся только там). В общем, кому актуально — добавляйтесь, может он и сам по себе станет активней, посмотрим. Для большей ламповости ограничил там пересылку и копирование.
Пока вроде всё, если что, допишу.
10.07.202409:24
👆Написал колонку для «ИнфоТЭК».
Оттолкнулся от недавнего стат.обзора мировой энергетики и некоторых радужных рассуждений, что спрос на нефть превысил 100 млн б/д (даже 103!).
Но цифры эти формальные: здесь и биотопливо, и прибавка от переработки, и прочее разное.
Лучше смотреть на добычу углеводородов.
Она действительно превысила максимумы 2018-2019 годов, но вот разбивка по принципу «настоящая» нефть/лёгкие углеводороды — изменилась.
Настоящая нефть до сих пор не вышла на старые максимумы, а сумму «вытянули» на себе лёгкие этан-пропан-бутан, где спрос есть в нефтехимии.
Есть основания предполагать, что тенденция продолжится. Как обычно, подробнее по ссылке (перепост с «ИнфоТЭК» выше).
Тема может быть чуть не простая (нужно разобраться в этих химических различиях), но важная для понимания и анализа будущего нефти.
Оттолкнулся от недавнего стат.обзора мировой энергетики и некоторых радужных рассуждений, что спрос на нефть превысил 100 млн б/д (даже 103!).
Но цифры эти формальные: здесь и биотопливо, и прибавка от переработки, и прочее разное.
Лучше смотреть на добычу углеводородов.
Она действительно превысила максимумы 2018-2019 годов, но вот разбивка по принципу «настоящая» нефть/лёгкие углеводороды — изменилась.
Настоящая нефть до сих пор не вышла на старые максимумы, а сумму «вытянули» на себе лёгкие этан-пропан-бутан, где спрос есть в нефтехимии.
Есть основания предполагать, что тенденция продолжится. Как обычно, подробнее по ссылке (перепост с «ИнфоТЭК» выше).
Тема может быть чуть не простая (нужно разобраться в этих химических различиях), но важная для понимания и анализа будущего нефти.
25.06.202413:39
Обычно не выкладываю комментарии для СМИ, но тут за небольшой период накопилось сразу три, все по «Новатэку». Тема уже несколько приелась, так что очень тезисно по схеме: информповод — «комментарий для СМИ» — ссылка — некоторые дополнения уже в канале.
1. Уход китайской Wison (делала модули для АСПГ2) из России
«Вероятно, компания успеет отгрузить заказанные для последней линии модули перед прекращением сотрудничества»
https://www.kommersant.ru/doc/6776043
Что ещё добавим: судя по последним новостям, третья линия АСПГ2 всё-таки будет (т. е. не будет её трансформирования в 1ую линию «Мурманского». И возможно даже в срок.
При этом, что происходит с самым сложным моментом — энергоснабжением и газовыми турбинами — это актуально в разной степени для всех трёх линий, пока непонятно.
2. Первый танкер с «Ямал СПГ» открыл сезон и пошёл на восток по СМП.
«Открытие летней навигации по Северному морскому пути позитивно для «Арктик СПГ 2», Но для отгрузок с «Арктик СПГ 2» в восточном направлении необходимо, чтобы ледовая обстановка позволяла осуществить проводку «обычных» танкеров, неледового класса, поскольку суда ледового класса, задействованные в проекте «Ямал СПГ», официально не участвуют в отгрузках с «Арктик СПГ 2». Если мы увидим, что подобные конвенциональные танкеры вывозят продукцию с «Ямал СПГ» в восточном направлении, пусть даже с ледокольной поддержкой, это повышает вероятность, что похожие отгрузки начнутся и с проекта «Арктик СПГ 2».
https://www.rbc.ru/business/23/06/2024/6677ee4a9a79476358ab8480
Т.е. пока это плановое событие — вывоз с Ямал СПГ газовозом ледового класса летом на восток. Хотя иногда летом ходят и обычные газовозы или низкого ледового класса, но пока ледовая обстановка этого делать не позволяет. Ждём.
Уже появляются конспирологические версии, что почему бы вместе с СПГ с «Ямала» не захватить немного СПГ и с «АрктикСПГ2», мол транспондеры выключили ненадолго и всё. Пока остаюсь в стороне от этих спекуляций, но если окажется, что производительность «Ямал СПГ» (по числу отгрузок) почему-то подросла — то повод задуматься.
3. Санкции ЕС и запрет на перевалку при сохранении импорта.
«В теории» запрет на перевалку приведет к тому, что больше российского СПГ будет оставаться в Европе. Рынок СПГ уже является достаточно гибким, а большинство покупателей СПГ с «Ямал СПГ» — крупные международные трейдеры, которым несложно соответствующим образом перегруппировать поставки из своих портфелей. На практике тут могут возникнут вопросы с обновлением контрактов; возможно, для этих целей в санкциях существует переходный период в девять месяцев. Напомню, что в период высоких цен на газ в 2022 году китайская CNPC осознанно продавала свои объемы с «Ямал СПГ» в Европе по более высоким ценам».
https://www.rbc.ru/business/24/06/2024/667980f89a79471dc1a52d80
Т.е. тут ЕС конечно сделал выводы из того, в какой ситуации он оказался после отказа по различным причинам от большой части трубопроводного газа из России. И под предлогом санкций хочет лишь увеличить российский импорт СПГ, что позволит поддерживать в регионе более низкие цены по сравнению, к примеру с АТР. Также остаётся опция перевалки борт-в-борт в районе о.Кильдин, но вероятно таким способом будут переваливаться объёмы СПГ, производящиеся свыше объёма долгосрочных контрактов, да и для АСПГ2 зимой это будет единственная опция.
Следим дальше.
1. Уход китайской Wison (делала модули для АСПГ2) из России
«Вероятно, компания успеет отгрузить заказанные для последней линии модули перед прекращением сотрудничества»
https://www.kommersant.ru/doc/6776043
Что ещё добавим: судя по последним новостям, третья линия АСПГ2 всё-таки будет (т. е. не будет её трансформирования в 1ую линию «Мурманского». И возможно даже в срок.
При этом, что происходит с самым сложным моментом — энергоснабжением и газовыми турбинами — это актуально в разной степени для всех трёх линий, пока непонятно.
2. Первый танкер с «Ямал СПГ» открыл сезон и пошёл на восток по СМП.
«Открытие летней навигации по Северному морскому пути позитивно для «Арктик СПГ 2», Но для отгрузок с «Арктик СПГ 2» в восточном направлении необходимо, чтобы ледовая обстановка позволяла осуществить проводку «обычных» танкеров, неледового класса, поскольку суда ледового класса, задействованные в проекте «Ямал СПГ», официально не участвуют в отгрузках с «Арктик СПГ 2». Если мы увидим, что подобные конвенциональные танкеры вывозят продукцию с «Ямал СПГ» в восточном направлении, пусть даже с ледокольной поддержкой, это повышает вероятность, что похожие отгрузки начнутся и с проекта «Арктик СПГ 2».
https://www.rbc.ru/business/23/06/2024/6677ee4a9a79476358ab8480
Т.е. пока это плановое событие — вывоз с Ямал СПГ газовозом ледового класса летом на восток. Хотя иногда летом ходят и обычные газовозы или низкого ледового класса, но пока ледовая обстановка этого делать не позволяет. Ждём.
Уже появляются конспирологические версии, что почему бы вместе с СПГ с «Ямала» не захватить немного СПГ и с «АрктикСПГ2», мол транспондеры выключили ненадолго и всё. Пока остаюсь в стороне от этих спекуляций, но если окажется, что производительность «Ямал СПГ» (по числу отгрузок) почему-то подросла — то повод задуматься.
3. Санкции ЕС и запрет на перевалку при сохранении импорта.
«В теории» запрет на перевалку приведет к тому, что больше российского СПГ будет оставаться в Европе. Рынок СПГ уже является достаточно гибким, а большинство покупателей СПГ с «Ямал СПГ» — крупные международные трейдеры, которым несложно соответствующим образом перегруппировать поставки из своих портфелей. На практике тут могут возникнут вопросы с обновлением контрактов; возможно, для этих целей в санкциях существует переходный период в девять месяцев. Напомню, что в период высоких цен на газ в 2022 году китайская CNPC осознанно продавала свои объемы с «Ямал СПГ» в Европе по более высоким ценам».
https://www.rbc.ru/business/24/06/2024/667980f89a79471dc1a52d80
Т.е. тут ЕС конечно сделал выводы из того, в какой ситуации он оказался после отказа по различным причинам от большой части трубопроводного газа из России. И под предлогом санкций хочет лишь увеличить российский импорт СПГ, что позволит поддерживать в регионе более низкие цены по сравнению, к примеру с АТР. Также остаётся опция перевалки борт-в-борт в районе о.Кильдин, но вероятно таким способом будут переваливаться объёмы СПГ, производящиеся свыше объёма долгосрочных контрактов, да и для АСПГ2 зимой это будет единственная опция.
Следим дальше.
23.04.202412:38
Вышел большой обзор МЭА по электромобилям. Сходу - картинка продаж с разбивкой по кварталам. Устойчивый рост мы видим каждый год (на этот год МЭА тоже даёт прогноз роста чуть более 20%), но вот по данным выходящим в течение года (особенно в первом квартале) оправданно сравнивать квартал-к-кварталу аналогичного периода прошлого года, а не с предыдущим кварталом. (Одна из причин понятна — отмены субсидий в конце года, в результате, те кто раздумывают над покупкой — чаще покупают электромобиль в конце предыдущего года, а в начале следующего соответственно затишье на рынке. Возможно есть и другие причины). Так или иначе, если в очередной раз мы увидим новости «продажи электромобилей снизились», обращайте внимание на базу сравнения.
post.media.noAccess
28.11.202410:14
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.
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.
14.10.202412:44
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.
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.
05.08.202410:17
По поводу СПГ-танкера, который, как вчера написали СМИ, начал грузиться на «Арктик СПГ-2».
Новость в принципе ожидаемая, иначе зачем это всё. Танкер без маячков, теперь вероятно, заинтересованные лица будут считать по спутнику газовозы. А возможно и следить, куда пойдёт, и кому продадут.
Нам же интересны объёмы. Один стандартный газовоз — это если грубо, около 100 млн кубометров в пересчёте уже на газообразное топливо.
Для сравнения, даже за апрель на «АСПГ2» уже был переработан объём в 215 млн кубометров, далее объёмы уже стали намного меньше, что дало основания предполагать, что завод фактически не работает.
Так или иначе, теперь можно считать число танкеров и сравнивать с публикуемыми объёмами производства. По идее, если отгрузки станут регулярными, то объём производства должен начать расти.
Хотя бы на 30% от проектной мощности завод должен работать, меньше нет смысла, это соответствует примерно двум отгрузкам в месяц.
Правда, некоторые коллеги подозревают, что отгрузки с АСПГ2 были и раньше (смешанные с «Ямал СПГ»), от этого мы видим рост производства на «Ямал СПГ».
И сам ранее писал о таком варианте, что рост на «Ямале» может свидетельствовать о скрытых отгрузках с «АСПГ2». Но увеличение на «Ямале» всё же не очень большое, учитывая что в прошлом году на «Ямал СПГ» летом были ремонтные работы, а они в этом году не нужны — на этом разница. Посмотрим, что будет дальше.
Отдельной отчётности «Арктик СПГ 2» (у «Ямал СПГ» раньше была, но тоже перестали выкладывать после 1п23) мы разумеется не увидим.
Но тут возникает и другой вопрос. Если нужен большой серый флот (и ледовый, и неледовый), вопрос за счёт чего его придётся финансировать. Окажется неудивительным, если финансирование этого «серого» флота будет осуществляться за счёт поставок с «АСПГ2». Тут конечно мы вступаем в область конспирологии и спекуляций, поэтому на этом остановлюсь.
Скажем прямо, в СПГ-индустрии мы немного «разбаловались», когда каждый танкер под учётом, да и значительная часть статистики сектора основана на отслеживании газовозов. В нефтянке как-то всё помутнее будет, привыкаем так жить и в СПГ-секторе.
Периодически поступают вопросы, насколько инвестиционно привлекателен «Новатэк» сейчас.
Мы конечно много не знаем (например, что будет с долями и контрактами всех участников проекта «АСПГ2» - кто уйдёт, кто останется, на каких условиях выкупят ушедших, сколько конкретно уходящие участники успели профинансировать), да и многого другого.
Кажется, что рисков здесь пока многовато, да ещё и при текущей ключевой ставке и всё же ожидающемся позже избытке СПГ на рынке. (Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией). У меня «Новатэка» сейчас нет, хотя теоретически держать что-то из сектора, за которым базово следишь, хочется (ведь финансовый интерес мотивирует лучше следить за сектором), но что-то пока не вижу смысла.
Тем же, кто уже рискнул, могу посоветовать отслеживать публикации Malte Humbert, который не очень часто, но оперативно и метко отслеживает новости по «АСПГ2» да и в целом по арктическим проектам.
(он кстати первый опубликовал и новость по газовозу на «АСПГ2», уже потом её подхватил bloomberg)
Публикуется он на двух ресурсах:
https://gcaptain.com/author/malte-humpert/
https://www.highnorthnews.com/en/profile/malte-humpert
Следим дальше!
Новость в принципе ожидаемая, иначе зачем это всё. Танкер без маячков, теперь вероятно, заинтересованные лица будут считать по спутнику газовозы. А возможно и следить, куда пойдёт, и кому продадут.
Нам же интересны объёмы. Один стандартный газовоз — это если грубо, около 100 млн кубометров в пересчёте уже на газообразное топливо.
Для сравнения, даже за апрель на «АСПГ2» уже был переработан объём в 215 млн кубометров, далее объёмы уже стали намного меньше, что дало основания предполагать, что завод фактически не работает.
Так или иначе, теперь можно считать число танкеров и сравнивать с публикуемыми объёмами производства. По идее, если отгрузки станут регулярными, то объём производства должен начать расти.
Хотя бы на 30% от проектной мощности завод должен работать, меньше нет смысла, это соответствует примерно двум отгрузкам в месяц.
Правда, некоторые коллеги подозревают, что отгрузки с АСПГ2 были и раньше (смешанные с «Ямал СПГ»), от этого мы видим рост производства на «Ямал СПГ».
И сам ранее писал о таком варианте, что рост на «Ямале» может свидетельствовать о скрытых отгрузках с «АСПГ2». Но увеличение на «Ямале» всё же не очень большое, учитывая что в прошлом году на «Ямал СПГ» летом были ремонтные работы, а они в этом году не нужны — на этом разница. Посмотрим, что будет дальше.
Отдельной отчётности «Арктик СПГ 2» (у «Ямал СПГ» раньше была, но тоже перестали выкладывать после 1п23) мы разумеется не увидим.
Но тут возникает и другой вопрос. Если нужен большой серый флот (и ледовый, и неледовый), вопрос за счёт чего его придётся финансировать. Окажется неудивительным, если финансирование этого «серого» флота будет осуществляться за счёт поставок с «АСПГ2». Тут конечно мы вступаем в область конспирологии и спекуляций, поэтому на этом остановлюсь.
Скажем прямо, в СПГ-индустрии мы немного «разбаловались», когда каждый танкер под учётом, да и значительная часть статистики сектора основана на отслеживании газовозов. В нефтянке как-то всё помутнее будет, привыкаем так жить и в СПГ-секторе.
Периодически поступают вопросы, насколько инвестиционно привлекателен «Новатэк» сейчас.
Мы конечно много не знаем (например, что будет с долями и контрактами всех участников проекта «АСПГ2» - кто уйдёт, кто останется, на каких условиях выкупят ушедших, сколько конкретно уходящие участники успели профинансировать), да и многого другого.
Кажется, что рисков здесь пока многовато, да ещё и при текущей ключевой ставке и всё же ожидающемся позже избытке СПГ на рынке. (Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией). У меня «Новатэка» сейчас нет, хотя теоретически держать что-то из сектора, за которым базово следишь, хочется (ведь финансовый интерес мотивирует лучше следить за сектором), но что-то пока не вижу смысла.
Тем же, кто уже рискнул, могу посоветовать отслеживать публикации Malte Humbert, который не очень часто, но оперативно и метко отслеживает новости по «АСПГ2» да и в целом по арктическим проектам.
(он кстати первый опубликовал и новость по газовозу на «АСПГ2», уже потом её подхватил bloomberg)
Публикуется он на двух ресурсах:
https://gcaptain.com/author/malte-humpert/
https://www.highnorthnews.com/en/profile/malte-humpert
Следим дальше!
23.05.202411:18
Тем временем, приближается летний период, когда по СМП могут ходить суда неледового класса, в том числе и в восточном направлении. Вероятно, это будет своеобразный «момент истины» как для проекта «Арктик СПГ 2», так, шире, и для всех российских СПГ-проектов, настоящих и будущих, т. к. в любой момент любой из них может попасть в SDN-лист. Так как на фоне будущего избытка СПГ на рынке это хороший способ удалить с рынка часть предложения (условно говоря, сюжет иранской нефти, но с российским СПГ).
Да, с газовозами будут как-то решать потихоньку, но весь вопрос, кто и с какой скидкой захочет брать СПГ с проектов под SDN. (Тут конечно, много деталей, например, в АСПГ2 есть и китайские компании — акционеры, которые могут взять свою долю, а кто купит СПГ, принадлежащий «Новатэку» - думаю всю разбивку мы тут всяко в ближайшие месяцы-годы и не узнаем).
Наиболее скептически настроенные наблюдатели считают, что основная проблема именно в этом, а не в дефиците газовозов. В любом случае, интересно какой газовоз будет (если будет) использован для целей вывоза СПГ с АСПГ2, и какова его дальнейшая судьба.
Кстати, этой зимой был анонсирован вывоз СПГ из Арктики танкером ледового класса в восточном направлении (условно, демонстрация круглогодичного использования СМП). Но этого так и не произошло. Ранее предполагал, что было бы красиво сделать это для АСПГ2. Возможно так и планировалось, но никто оказался не готов ставить под риск свой танкер ледового класса, используемый для «Ямал СПГ», даже «Совкомфлот». А может ушла актуальность этого только пока красивого хода на фоне прочих проблем и опять же дефицита ледоколов, чтобы эту историю можно было бы хоть как-то масштабировать (ведь с «Ямал СПГ» проводку на восток можно было бы провернуть без санкционных проблем).
Так или иначе, не только вывоз, а именно покупка с «Арктик СПГ2» - тоже интересный вопрос, который, повторюсь, важен для всех будущих проектов. Следим дальше.
И немного орг.вопросов. Канал последнее время веду не так активно. Отчасти это связано с субъективными обстоятельствами (прочие загрузки, да ещё и короткий наш весенне-летний сезон), но есть и объективные причины. Они понятны.
По мере того, как наша вовлечённость в глобальный газовый рынок потихоньку падает, снижается и интерес к теме в целом, к глобальным интересным новостям. Ну и постоянно освещать негатив, что с нашим сетевым газом, что с экспортом СПГ, как-то не хочется. Наверное чуть сгущаю краски, но тенденция такая есть уж точно. Пока кратко, напишу наверное об этом всём попозже отдельный пост.
Да, с газовозами будут как-то решать потихоньку, но весь вопрос, кто и с какой скидкой захочет брать СПГ с проектов под SDN. (Тут конечно, много деталей, например, в АСПГ2 есть и китайские компании — акционеры, которые могут взять свою долю, а кто купит СПГ, принадлежащий «Новатэку» - думаю всю разбивку мы тут всяко в ближайшие месяцы-годы и не узнаем).
Наиболее скептически настроенные наблюдатели считают, что основная проблема именно в этом, а не в дефиците газовозов. В любом случае, интересно какой газовоз будет (если будет) использован для целей вывоза СПГ с АСПГ2, и какова его дальнейшая судьба.
Кстати, этой зимой был анонсирован вывоз СПГ из Арктики танкером ледового класса в восточном направлении (условно, демонстрация круглогодичного использования СМП). Но этого так и не произошло. Ранее предполагал, что было бы красиво сделать это для АСПГ2. Возможно так и планировалось, но никто оказался не готов ставить под риск свой танкер ледового класса, используемый для «Ямал СПГ», даже «Совкомфлот». А может ушла актуальность этого только пока красивого хода на фоне прочих проблем и опять же дефицита ледоколов, чтобы эту историю можно было бы хоть как-то масштабировать (ведь с «Ямал СПГ» проводку на восток можно было бы провернуть без санкционных проблем).
Так или иначе, не только вывоз, а именно покупка с «Арктик СПГ2» - тоже интересный вопрос, который, повторюсь, важен для всех будущих проектов. Следим дальше.
И немного орг.вопросов. Канал последнее время веду не так активно. Отчасти это связано с субъективными обстоятельствами (прочие загрузки, да ещё и короткий наш весенне-летний сезон), но есть и объективные причины. Они понятны.
По мере того, как наша вовлечённость в глобальный газовый рынок потихоньку падает, снижается и интерес к теме в целом, к глобальным интересным новостям. Ну и постоянно освещать негатив, что с нашим сетевым газом, что с экспортом СПГ, как-то не хочется. Наверное чуть сгущаю краски, но тенденция такая есть уж точно. Пока кратко, напишу наверное об этом всём попозже отдельный пост.
22.04.202412:53
Почитал интервью В.Потанина («Норникель») в «Интерфаксе», точнее в основном те моменты, которые связаны с аккумуляторными батареями. Конкретики по этой части пока практически никакой, но насколько понимаю, общая схема такая, что завод по переработки медного концентрата переносится в КНР, там создаётся СП, а «в обмен» создаётся аналогичное СП и по аккумуляторной части, причём (это логично) уже с другими компанией/компаниями, т. е. вся сделка сконфигурирована на уровень выше отдельных компаний. Также ещё описываются некоторые прочие плюсы, почему медный завод есть смысл вынести в КНР, но для наших аспектов это не так важно.
Напомню, что у нас сейчас (основное) происходит по аккумуляторам.
1. Есть Колмозёрское месторождение (СП «Росатома» и «Норникеля») по добыче лития, через пару лет начнут добычу.
2. Есть собственно свой никель-кобальт аккумуляторного качества у самого «Норникеля».
3. «Росатом» строит гигафабрику по производству аккумуляторных ячеек в Калининграде (как раз в никелевом варианте ячеек).
Но строит по технологии южнокорейской (принадлежащей «Росатому») компании и компоненты для аккумуляторов, вероятно, как минимум на начальных этапах должны были приходить из Ю.Кореи. Но недавно Республика Корея запрещает экспорт аккумуляторов и их компонентов в Россию. Вероятно, замену этих компонент будут искать в КНР.
4. И тут, собственно и появляется будущее СП «Норникеля» с китайскими партнёрами (в КНР), которое, можно предположить, поначалу будет производить компоненты как раз для российской гигафабрики, с дальнейшей возможностью локализации.
Так картинка с точки зрения локализации (даже будущей) конечно выглядит получше, чем просто импорт сторонних компонент аккумулятора.
Пункт 4, конечно, это пока фантазии и предположения — конкретики мало, но пока всё выглядит так, что связка «Норникеля» с «Росатомом» по батарейной части через это только усилится. Следим дальше.
Напомню, что у нас сейчас (основное) происходит по аккумуляторам.
1. Есть Колмозёрское месторождение (СП «Росатома» и «Норникеля») по добыче лития, через пару лет начнут добычу.
2. Есть собственно свой никель-кобальт аккумуляторного качества у самого «Норникеля».
3. «Росатом» строит гигафабрику по производству аккумуляторных ячеек в Калининграде (как раз в никелевом варианте ячеек).
Но строит по технологии южнокорейской (принадлежащей «Росатому») компании и компоненты для аккумуляторов, вероятно, как минимум на начальных этапах должны были приходить из Ю.Кореи. Но недавно Республика Корея запрещает экспорт аккумуляторов и их компонентов в Россию. Вероятно, замену этих компонент будут искать в КНР.
4. И тут, собственно и появляется будущее СП «Норникеля» с китайскими партнёрами (в КНР), которое, можно предположить, поначалу будет производить компоненты как раз для российской гигафабрики, с дальнейшей возможностью локализации.
Так картинка с точки зрения локализации (даже будущей) конечно выглядит получше, чем просто импорт сторонних компонент аккумулятора.
Пункт 4, конечно, это пока фантазии и предположения — конкретики мало, но пока всё выглядит так, что связка «Норникеля» с «Росатомом» по батарейной части через это только усилится. Следим дальше.
28.10.202408:13
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
https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=63506
10.10.202411:42
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.
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.
22.07.202410:51
01.07.202412:32
На прошлой неделе не было времени прокомментировать, в принципе кое-где уже обсудили, поэтому зафиксируем кратенько. По поводу недавней новости агентства Блумберг о том, что Россия создаёт «теневой газовый флот», и главное, что из 8 судов, 4 — ледового класса. Что это за суда? К сожалению, какие-то газовозы ледового класса Arc7 «вытащить» у корейских компаний пока не удалось.
Это 4 СПГ-танкера более низкого ледового класса Arc4, а не Arc7, изначально эти танкеры заказывались для «Ямал СПГ».
Что означает более низкий ледовый класс? Формальное описание по толщине льдов/содействию ледоколов можно прочитать, к примеру, вот здесь.
По факту эти 4 газовоза уже заявлены для летних маршрутов по СМП на восток (да, иногда по этому маршруту летом в порядке исключения ходили и обычные газовозы, но всё зависит от ледовой обстановки. И Arc4 очевидно увеличивает период судоходства по сравнению с конвенциональными СПГ-танкерами).
Интересней, насколько активно они смогут ходить в период с более сложной ледовой обстановкой — уже точно не на восток, но на запад (вероятно, с перевалкой в Мурманской области). В принципе, «Новатэк» уже использовал подобные суда Arc4 и ранее для западного направления.
И эти 4 газовоза заказаны изначально были не просто так: по большому счёту 15 судов Arc7 для «Ямал СПГ» не хватает при большой доли восточных маршрутов по СМП. И новые Arc4 могли больше работать на западном направлении, высвободив Arc7.
Но ситуация изменилась, теперь логистика «Ямал СПГ» сохранится плюс-минус прежняя (благо ЕС пока принимает импорт), а «лишние» новые Arc4 поработают уже для "АСПГ2": летом по СМП на восток, а в более холодный период — на запад. Т.е. в принципе 4 газовоза — очень неплохо для первой линии. Вопрос лишь в том, будет ли зимой период когда Arc4 не пройдут на запад, даже с ледокольной поддержкой. Честно скажу, особо не следил на этот счёт за работавшими ранее в регионе Arc4, посмотрим. Пока же, судя по последним данным по производительности заводов СПГ, 1ая линия «Арктик СПГ2» всё же ушла в мае в заморозку производства. Следим дальше.
Это 4 СПГ-танкера более низкого ледового класса Arc4, а не Arc7, изначально эти танкеры заказывались для «Ямал СПГ».
Что означает более низкий ледовый класс? Формальное описание по толщине льдов/содействию ледоколов можно прочитать, к примеру, вот здесь.
По факту эти 4 газовоза уже заявлены для летних маршрутов по СМП на восток (да, иногда по этому маршруту летом в порядке исключения ходили и обычные газовозы, но всё зависит от ледовой обстановки. И Arc4 очевидно увеличивает период судоходства по сравнению с конвенциональными СПГ-танкерами).
Интересней, насколько активно они смогут ходить в период с более сложной ледовой обстановкой — уже точно не на восток, но на запад (вероятно, с перевалкой в Мурманской области). В принципе, «Новатэк» уже использовал подобные суда Arc4 и ранее для западного направления.
И эти 4 газовоза заказаны изначально были не просто так: по большому счёту 15 судов Arc7 для «Ямал СПГ» не хватает при большой доли восточных маршрутов по СМП. И новые Arc4 могли больше работать на западном направлении, высвободив Arc7.
Но ситуация изменилась, теперь логистика «Ямал СПГ» сохранится плюс-минус прежняя (благо ЕС пока принимает импорт), а «лишние» новые Arc4 поработают уже для "АСПГ2": летом по СМП на восток, а в более холодный период — на запад. Т.е. в принципе 4 газовоза — очень неплохо для первой линии. Вопрос лишь в том, будет ли зимой период когда Arc4 не пройдут на запад, даже с ледокольной поддержкой. Честно скажу, особо не следил на этот счёт за работавшими ранее в регионе Arc4, посмотрим. Пока же, судя по последним данным по производительности заводов СПГ, 1ая линия «Арктик СПГ2» всё же ушла в мае в заморозку производства. Следим дальше.
16.05.202409:49
Коллеги что-то зря нагнетают про дефицит некоторых металлов в случае активной электромобилизации. Но на мой взгляд, сейчас уже эти проблемы сильно преувеличены. Смотрите.
Никель, кобальт, марганец — весь потенциальный дефицит здесь отпал после появления и активного распространения литий-железо-фосфатных аккумуляторов, где эти металлы вовсе не нужны. Да, LFP батареи чуть тяжелее, но активно (порядка 50%) используются в электромобилях, оставляя никелевые варианты только для самых топовых моделей.
Да, и сами эти металлы (никель, кобальт) заметно подешевели, кстати, намекая на то, что дефицита в них нет.
Остаётся сам литий. Но здесь, во-первых, дефицит запасов сильно преувеличен в некоторых кругах . Во-вторых, переработки мало ещё и потому, что пока не накопилась критическая концентрация старых аккумуляторов, которые нужно перерабатывать (даже старые аккумы от машин могут ещё поработать в стационарных системах накопления).
И, в-третьих, и главных — уже развиваются варианты натрий-ионных батарей, где натрий заменяется на литий. В самом неблагоприятном (для лития) развитии событий, они могут вытеснить литий даже без его дефицита. Но думаю всё же этого не произойдёт (проблемы там в чём-то похожие на LFP - чуть больший вес аккумулятора), а натриевая история будет пока нишевой, но не позволит вновь уйти ценам на литий в небеса, и точно скомпенсирует возможный дефицит этого металла, даже если он образуется (разумеется, речь идёт про долгосрочные, даже не среднесрочные тенденции).
Никель, кобальт, марганец — весь потенциальный дефицит здесь отпал после появления и активного распространения литий-железо-фосфатных аккумуляторов, где эти металлы вовсе не нужны. Да, LFP батареи чуть тяжелее, но активно (порядка 50%) используются в электромобилях, оставляя никелевые варианты только для самых топовых моделей.
Да, и сами эти металлы (никель, кобальт) заметно подешевели, кстати, намекая на то, что дефицита в них нет.
Остаётся сам литий. Но здесь, во-первых, дефицит запасов сильно преувеличен в некоторых кругах . Во-вторых, переработки мало ещё и потому, что пока не накопилась критическая концентрация старых аккумуляторов, которые нужно перерабатывать (даже старые аккумы от машин могут ещё поработать в стационарных системах накопления).
И, в-третьих, и главных — уже развиваются варианты натрий-ионных батарей, где натрий заменяется на литий. В самом неблагоприятном (для лития) развитии событий, они могут вытеснить литий даже без его дефицита. Но думаю всё же этого не произойдёт (проблемы там в чём-то похожие на LFP - чуть больший вес аккумулятора), а натриевая история будет пока нишевой, но не позволит вновь уйти ценам на литий в небеса, и точно скомпенсирует возможный дефицит этого металла, даже если он образуется (разумеется, речь идёт про долгосрочные, даже не среднесрочные тенденции).
post.media.noAccess
21.04.202417:06
Окончание. Начало выше.
В комментариях к недавнему посту подкинули неплохую картинку — о динамике спроса на нефть с разбивкой - «честная нефть» (т. е. основные фракции плюс конденсат) и лёгкие фракции (С2-С4).
И что мы видим. Всё постковидное восстановление было сделано за счёт лёгких фракций(т.н. NGL), а «честная нефть» ещё не вышла на уровень 2018 года! Да, тут можно спорить, что первичнокурица или яйцо: спрос или предложение (ведь тогда как раз и начались ограничения ОПЕК+), но факт в том, что при плюс-минус текущих ценах дополнительного спроса на «честную» нефть нет (иначе бы цены росли). Наверняка, он появится, если бы котировки оказались на $40, но нам-то это зачем (а многие не смогут при $40 добывать в прибыль).
Т.е. продолжающаяся деятельность ОПЕК+ - это ответ не только на рост сланцевой добычи, но и на стагнацию спроса при удержании заданного ценового коридора.
Картинка очень показательная: есть повод задуматься.
Почему растут только лёгкие фракции?
Cпрос на нефть растёт за счёт нефтехимии, но нефтехимия это во многом именно С2-С4.
Не силён в переработке, но можно предположить и такое (чисто как версию): часть мазута, которая раньше шла в отопление, через крекинг превращается во фракции для транспортного сектора. Плюс транспорт на СУГах тоже может развиваться, ведь они дешевле.
Но факт остаётся фактом — весь рост за счёт лёгких фракций (С2-С4). А этих СУГов у всех, да и у нас, намного больше, чем «честной нефти» (по отношению к спросу). Сюда же кстати относят и этан, которого настолько много, что в США только частично выделяют из газового потока, а остальное тупо жгут вместе с газом.
И, кстати, у С2-С4 заметно меньше плотность, т. е. по весу мы даже не вышли на доковидный уровень. Статистика это подтверждает. Данных за 2023 год пока нет, а по цифрам на 2022 год, 2018 (!) год по-прежнему был пиковый по производству всей нефти (с NGL) по массе, а не по объёму.
Скорее рост "честной" нефти будет, но не всё так просто. Следим дальше!
В комментариях к недавнему посту подкинули неплохую картинку — о динамике спроса на нефть с разбивкой - «честная нефть» (т. е. основные фракции плюс конденсат) и лёгкие фракции (С2-С4).
И что мы видим. Всё постковидное восстановление было сделано за счёт лёгких фракций(т.н. NGL), а «честная нефть» ещё не вышла на уровень 2018 года! Да, тут можно спорить, что первично
Т.е. продолжающаяся деятельность ОПЕК+ - это ответ не только на рост сланцевой добычи, но и на стагнацию спроса при удержании заданного ценового коридора.
Картинка очень показательная: есть повод задуматься.
Почему растут только лёгкие фракции?
Cпрос на нефть растёт за счёт нефтехимии, но нефтехимия это во многом именно С2-С4.
Не силён в переработке, но можно предположить и такое (чисто как версию): часть мазута, которая раньше шла в отопление, через крекинг превращается во фракции для транспортного сектора. Плюс транспорт на СУГах тоже может развиваться, ведь они дешевле.
Но факт остаётся фактом — весь рост за счёт лёгких фракций (С2-С4). А этих СУГов у всех, да и у нас, намного больше, чем «честной нефти» (по отношению к спросу). Сюда же кстати относят и этан, которого настолько много, что в США только частично выделяют из газового потока, а остальное тупо жгут вместе с газом.
И, кстати, у С2-С4 заметно меньше плотность, т. е. по весу мы даже не вышли на доковидный уровень. Статистика это подтверждает. Данных за 2023 год пока нет, а по цифрам на 2022 год, 2018 (!) год по-прежнему был пиковый по производству всей нефти (с NGL) по массе, а не по объёму.
Скорее рост "честной" нефти будет, но не всё так просто. Следим дальше!
Показано 1 - 24 из 37
Войдите, чтобы разблокировать больше функциональности.