Энергия вокруг нас

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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

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)

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!

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.

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.

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!

Сегодня FT написала про возможное создание «серого флота» СПГ-танкеров, опираясь на данные о смене владельцев танкеров на компании, зарегистрированные в ОАЭ. (русский перевод начала заметки например здесь, тем более сам FT стало сложней читать без подписки).

Что здесь интересного?
То, что речь идёт не о сером флоте газовозов ледового класса (который, пусть и с более низким ледовым классом Arc4, готовится для проекта «Арктик СПГ 2»), а о традиционных газовозах, пусть немного устаревших физически и морально (более старые типы силовой установки).

Собственно, в статье прямо обсуждается, что если такой серый флот действительно готовится под вывоз российского СПГ, то это означает, что заинтересованные лица готовятся к намного более сильному «бану» оставшегося российского СПГ-сектора по мере выхода на рынок новых заводов СПГ в США. (И здесь, добавим от себя, даже Трамп не поможет — т. к. при всей его некоторой условно говоря лояльности, всё что касается американского нефтегаза и его поддержки — в приоритете).

В первую очередь речь идёт о вывозе СПГ с «Ямал СПГ». Напомним, что для большей части объёмов схема там простая — вывоз ледовым классом в Европу — там сдача импортёрам по долгосрочным контрактам. Т.е. строго говоря суда неледового класса здесь вообще особо не нужны.
Выходит, есть риски отказа и от этих контрактов, и тогда «Ямал СПГ» будет вывозить всё сам (ледовый класс + перевалка в неледовый = к дружественным покупателям в АТР).
Выглядит как рисковый сценарий, но вся логика наличия очень большого (50 судов?!, да даже если только часть зарезервирована под российский СПГ) флота говорит только об этом.

Можно было бы возразить, что мол свой флот всяко не помешает — а там видно будет. Но повторюсь, в базовом сценарии большой свой флот просто не нужен, исходя из точек сдачи СПГ по контрактам с Ямала.
Следим дальше.

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».

👆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.

"Настоящая" нефть

Насколько обманчива статистика мировой нефтедобычи

Как сланцевая нефть повлияла на экспорт легких углеводородов, что вскоре начнет экспортировать Китай и сколько в мире добывается "настоящей" нефти – в авторской статье независимого эксперта Александра Собко @obkos.

📌 @Infotek_Russia

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.

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.

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.

Уважаемый Александр Собко в своем недавнем интересном посте отметил про цены на нефть, что «котировка поддерживается скорее выше, чем средняя себестоимость сланцевой добычи.
Получается — инфляция растёт, а цены на нефть живут своей жизнью, ведь даже пока умеренный рост инфляции не компенсирует ту ценовую премию которую создал ОПЕК+.»

Я бы хотел подтвердить это умозрительное умозаключение цифрами. Во-первых, на эту проблематику в своем отчете еще в начале 2024 г. указывал Всемирный Банк (ВБ), удивляясь, почему цены на коммодитиз еще на 40% выше, чем среднее за 2015-2019 гг.

Во-вторых, по моим расчетам средняя цена на нефть марки Brent за указанный период составила $74/б в ценах 2024 г., что на $10 ниже средней ожидаемой цены за текущий год. Можно ли списать эту разницу на премию, которая создает ОПЕК+?

Для этого я бы предложил не демонизировать роль ОПЕК+, а взглянуть на среднегодовой баланс мирового рынка нефти, который формируется всеми участниками рынка, а не только ОПЕК. За рассматриваемую пятилетку по данным EIA зафиксирован профицит рынка в размере 0.3 мбс, в то время как в текущем году ожидается дефицит в 0.5 мбс, который сложится, преимущественно, благодаря сокращению добычи ОПЕК+.

Каково воздействие на цену нефти разницы в балансах рынка в 0.8 мбс = 0.3 + 0.5?

Согласно методике ВБ, каждый убранный с рынка 1 мбс повышает цену на 14%. Несложно посчитать, что $74 * (1 + 14% * 0.8) = $82/б. Разницу с ожидаемой ценой в $2 можно списать на геополитическую премию и другие нефундаментальные факторы.
Таким образом, сложно согласиться, что цена на нефть не растет под воздействием инфляции. За рассмотренную пятилетку номинальная цена составила $57/б. Следовательно, переход к текущей цене $84 - $57 = $27 можно разложить на компоненты следующим образом:
- инфляция $17 = $74 - $57
- баланс рынка $8
- геополитика $2.

Хотя расчет верен с точностью до методики и исходных данных, из него видно, что вклад инфляции в рост цены в 2 раза выше, чем фундаментальных факторов. Вместе с тем, если влияние ОПЕК оценивать по объему свободных мощностей, которые оцениваются в 5 мбс, то вклад этой организации в рост цены на нефть, несомненно, будет решающим.