В Европе заполненность газовых хранилищ (на текущую дату) — на 18-летнем минимуме. В первом приближении, ситуация в общем-то ожидаемая — цены высокие, газ в дефиците: вслед за российским газом ушёл (и пока непонятно насколько) катарский СПГ, кое-как это всё компенсирует рост СПГ из США+падение спроса.

Но что здесь интересно?

Помимо всего этого, трейдерам сейчас кажется невыгодно закупать газ — ведь цены «дальних» фьючерсов, в том числе зимних, не говоря уже о ранней весне 2027 года, ниже чем текущие. Понятно, что в дальних фьючерсах объёмы невелики, но всё равно это индикатор. (Базовая ситуация — обратная, в этом и есть экономика летней закачки дёшево, чтобы продать зимой дорого. Хотя последние годы эта схема тоже барахлила, с учётом стоимости хранения газа, но кое-как работала).

Почему так получилось, тоже можно предположить — надежды на скорое открытие Ормуза.

Ситуация чем-то похожа на нефтяной рынок, когда цены в общем-то слабо выросли, так как все (и особенно Китай) тратят запасы, ожидая, что всё в результате как-то утрясётся.

Но в газе есть и принципиальные отличия.
Во-первых, запасы сейчас нужно не тратить (их толком и нет, в газе сезонность а, не разного рода стратегические и коммерческие резервы), а создавать.

Во-вторых. Допустим, не утрясётся.
Что будет с нефтью. Рост цен на десятки процентов, кто-то станет меньше ездить.
На крайняк офисные работники могут вернуться к удаленке, опыт уже есть, механизмы отработаны. (только ситуация обратная — там удалёнка вызвала падение спроса, тут ей можно закрыть дефицит предложения).

В газе же так не получится. (Более того, гипотетическая удалёнка скорее увеличивает спрос — одно дело топить офис на всех, другое — квартиру каждому на себя).
Дальше уже тоже можно рассуждать но пока рано: какую промышленность первую закрывать, там всё-таки около трети спроса, какие замещающие топлива (нефть не получится, ну может где-то уголь чуть больше). Но в целом относительно простого решения в газе нет, в отличие от нефти. В целом не сторонник алармизма в этой сфере, надеюсь и читатели тоже, особенно после 10-15 лет фантастических осенних рассказов, как кто-то обязательно замёрзнет зимой из-за дефицита газа. Тем не менее, напряжение есть, и цифры заполнения ПХГ говорят сами за себя. Хотя, опять же, сейчас заполненность 57%, это не ужас-ужас. В абсолютных значениях до закачки до октябрьской нормы не хватает наверное меньше 40 млрд кубов, а времени ещё 2 месяца. И, как обычно, всё зависит от погоды зимой.

Много читал о том, что «рынок нефти недооценивает риски, неужели рынок такой глупый». Скорее никто не хочет вляпаться в нефть по 120, чтобы потом получить обрушение цен тем или иным способом (открытие Ормуза, или разрушением спроса).
Ещё больше такие же фобии у трейдеров в газе, тем более что перед глазами свежий пример, когда после кратного снижения российского экспорта, цены на газ достигали чуть ли 2000 долларов за тысячу кубов, а потом в разы снизились. Покупатели, закачавшие его в ПХГ по таким ценам, погрустнели, и повторять не хотят.
Одновременно, обратите внимание, что цены на спотовый газ уже в 2 раза выше «нормы», хотя в нефти цены выше «нормы» процентов на 20% («норма» в кавычках, так как понятие опять же дискуссионное и растяжимое, но будем ее считать как привычное среднее). Следим дальше.

Немного дискуссионный вопрос, критика и обсуждения всегда приветствуются (не всегда успеваю участвовать в спорах, но всё читаю).

На «Инфотэк» вышла любопытная статья сотрудников АЦ ТЭК о балансах на рынке СПГ. Фактически, это описание их долгосрочного (до 2050 года!) прогноза в различных сценариях. Что там оказалось интересным и/или дискуссионным.

Наверное главный вывод — избыток СПГ никуда не делся, а сдвинулся вправо. И очень скоро себя проявит.
Основная прогнозная картинка — прикрепляю её к посту говорит сама за себя — со следующего года несколько лет ежегодно очень много нового предложения (65-80 млн т в год). Действительно, рынок такие объёмы никогда не переваривал органически, органический рост раза в два, а то и в три меньше. Тут нельзя не согласиться.

Не совсем понятно, как оценивается выбытие мощностей в текущем году (но в эти детали не будем углубляться здесь, можно вернуться в комментариях, если вдруг кому интересно). И главное — вероятно, подразумевается что в 2027 году судоходство в Ормузе нормализуется (хотя останется снижение предложения за счёт подгоревшего ранее катарского завода и сдвига запуска нового катарского СПГ-проекта).

Тем не менее, избыток в этом базовом варианте на ближайшие годы ожидается сильный.
Опять же, не совсем понятно, почему столбики «прирост спроса» стабильно ниже «прироста предложения» - обычно заводы СПГ работают, но цены падают, все равно продают избыточный СПГ, но (у кого не законтрактован «по нефти» очень дешёво), это обеспечивает доп. спрос в тех секторах, где в обычных условиях СПГ дорог и нерентабелен (например электричество в развивающихся странах АТР). В тексте об этом написано. Но в целом спрос должен равняться предложению, с поправкой на хранение (опять же закачку наверное правильней учитывать как спрос).

И вот, после длительного периода выхода новых заводов, разгребать избыток предложения (что-то будет строиться далее, но потихоньку) в базовом сценарии можно аж до 2050 года!

Безусловно, в ближайшее время ожидается большой избыток (при нормализации пролива), сначала он потратится на восстановление запасов, потом начнёт давить на рынок. Но вот на среднесрочную перспективу картинка выглядит как-то пессимистично для новых заводов. Если подразумевать, что придётся жить в режиме избытка предложения ещё 25 лет, ну такое, наверное лучше вообще не лезть в этот сектор. Но мне кажется, если будут нормальные, не сверхвысокие цены, и покупатели подтянутся где-нибудь после 2030 года.
Такой получился пост-затравка для тех, кому интересно пообсуждать в коментах в очередной раз балансы на рынке СПГ.

Вот вдогонку для сравнения из прогноза Shell – чтобы были востребованы все мощности СПГ (всё, что настроили и достраивают), в какой-то разумной перспективе, а не через 15 лет, нам нужен хороший спрос, по верхней границе диапазона. Тогда и сверх того что-то можно построить к 2030-2035 годам, и это будет востребовано.

Пишут, что новый СПГ-танкер ледового класса «Константин Посьет» (построен на верфи «Звезда») прибыл на проект «Арктик СПГ2» и даже забрал первый груз. Теперь у проекта три танкера класса Arc7. Ранее, в конца 2025 года был сдан газовоз «Алексей Косыгин» (правда сейчас он, по слухам ждет ремонта где-то у китайских берегов). Кроме того, проекту «достался» танкер «Кристоф де Маржери», изначально танкер проекта «Ямал СПГ», но после того как, газовоз попал под санкции (т. к. в отличие от остальных принадлежал «Совкомфлоту») стало оправданно перебросить его на засанкционированный SDN-ом «Арктик СПГ 2».

Хотя изначально для проекта АСПГ2 готовился аж 21 танкер, и, кажется: ну что два танкера на проекте, что три, какая разница. Но она есть. Дело в том, что 21 танкер — это «запас» на активное использование восточного маршрута. И на три линии, а пока работают две.
Если же говорить о западном маршруте плюс (это важно!) близкая перевалка в Мурманске (где стоит также подсанкционный перевалочный комплекс «Саам СПГ»), то четырех танкеров хватит для вывоза всей (!) продукции с двух линий. Правда, пока есть только три танкера (и с одним из них что-то случилось). Но сейчас и летний период, где могут работать танкеры более низкого ледового класса Arc4 (они имеются в наличие в количестве четырех штук, также в санкционном флоте).

Т.е. теоретически уже сейчас «Арктик СПГ2» мог бы работать на полную мощность двух линий! (13 млн т). Но пока мы этого и близко не видим. По прошлому году проект отгрузил всего 1,2 млн т, в этом году наверное будет в разы побольше, но далеко не 13 млн.

Какие могут быть сложности.
1. Во-первых, ещё зимой все же работали всего 2 газовоза Arc7.
2. Во-вторых, короткое плечо до Мурманска позволяет сэкономить на ледовом классе, но затем нужен длинный обходной путь до Китая — помимо того, что это дороже, там тоже должны работать газовозы «теневого флота». Т.е. хотя формально мы близки к решению проблемы «ледовой» части вывоза СПГ с двух линий «Арктик СПГ2», но далее нужны газовозы, которые не боятся работать с подсанкционным (SDN!) СПГ. Возможно их не хватает, по крайней мере, в этом году суда с «Арктик СПГ2» ходили и в восточном направлении, хотя это вроде как не экономный «расход» судов ледового класса.
3. Мы не знаем до конца, какая ситуация с выходом на проектную мощность. По первой линии сообщалось, что на начальном этапе были проблемы, в т.ч. сложности с электроснабжением. Возможно, здесь также есть ограничения.
4. Возможны ограничения по приему СПГ в Китае, напомню под проект там работает только один терминал по приему СПГ, мощностью 6 млн т, который не регазифицирует СПГ, а далее сразу везёт СПГ грузовиками (это решает часть санкционных проблем, тк газ не попадает в сети, а мало ли кто потом купил грузовичок такого СПГ).

Так или иначе, проблем много, в основном то, что всё под SDN, и никто не хочет связываться (здесь и газовозы обычные, и приемный терминал, и трудности, если что сломается). Но пока получается, что дефицит газовозов Arc7 уже не выглядит основной проблемой (с учетом указанных выше сложностей), даже 2 судна могут вывозить 6-7 млн т до Мурманска. Следим дальше, критика-замечания как всегда приветствуются.

Сегодня на блумберге вышла хорошая статья, которая очень сильно перекликается со вчерашним постом.

Один из тезисов напрямую тот же — 4 танкера ледового класса Arc7 достаточно для вывоза всей продукции с двух линий "Арктик СПГ2" при условии перевалки в Мурманске. (Летом можно и Arc4).

Новая интересная цифра — суммарный теневой флот для АСПГ2 состоит уже из 20 танкеров (по сравнению с 11 в декабре). За вычетом 3 Arc7 и 4 Arc4 получается 13 «обычных», которые можно использовать после перевалки (блумберг пишет 12, возможно «Маршал Василевский» учитывают в теневом, или сам я какой-то забыл газовоз ледового класса). Ну и Arс4 зимой можно использовать в теплой воде, когда на СМП от них толку нет.

По данным Rystad, на которые ссылается блумберг, текущий флот позволяет экспортировать до 5,4 млн т в год (при проектной мощности двух линий 13,2). Видимо ограничения уже по «обычным» танкерам, как вчера и предполагал. Попозже нужно попробовать подсчитать, на сколько их хватит на вывоз после перевалки. Летом конечно, там сложная комбинация западного и восточного маршрута, учитывая «избытки» Arc4, а зимой — однозначно на запад, легче прикинуть. В статье написано, что 30 «обычных» танкеров нужно, чтобы решить все проблемы с вывозом.
Красивая картинка блумберга с вывозом СПГ с проекта "Арктик СПГ2". Июль и август две линии в сумме работают на 46% проектной мощности, прикрепляю. Следим дальше.

P.S. Хорошо, что вчера написал пост, а то бы выглядело как переписанная колонка блумберга. Видимо прибытие нового Arc7 танкера «Константин Посьет» на проект у всех похожие мысли вызвало.

Подумал, что полный запрет ЕС на импорт российского СПГ с 2027 года может оказаться не так уж и критичен для финансовых показателей «Ямал СПГ», как многие ожидают.

Смотрите, основной объём СПГ реализуется по долгосрочным контрактам с европейскими компаниями, в основном трейдерами (а также CNPC). Не буду сейчас вдаваться в подробности, чтобы не грузить читателя всем списком контрактов.

В июле стало известно, что этим компаниям ЕС всё же разрешили перепродавать газ на третьи рынки. Т.е вроде бы по большому счёту, ничего не меняется. Но кое-что меняется.

В первую очередь, это точка сдачи-приёмки по контракту, так как перевалка в европейских запрещена уже давно. До настоящего времени проблема решалась тем, что почти весь СПГ просто импортировался в Европу (в этом смысле, запрет на перевалку в ЕС фактически стимулировал импорт российского СПГ в ЕС).

Сейчас зимой будет единственная реальная точка сдачи-приемки — это «борт-в-борт» в Мурманской области. Но тут появляются две проблемы — и только позже мы узнаем, насколько они критичные.

Во-первых, объёмы. Удастся ли всё синхронизировать и весь объём переваливать таким способом? Во втором квартале эта перевалка составила уже очень солидные свыше 2 млн т, без сильной на то необходимости. Т.е. скорее всего «Новатэк» активно тестирует новый вариант перевалки. Удастся ли эту цифру увеличить в 2,5 раза, когда это будет действительно нужно — посмотрим. Сложности там тоже есть, иначе бы не делали плавучие перегрузочные комплексы (но для Ямал СПГ не подойдут — т. к. они под SDN).

Во-вторых, смена точки сдачи-приемки потребует изменения в контрактах. Вряд ли кто-то откажется от своего контракта под предлогом форс-мажора. Ведь цены там в основном с нефтяной привязкой, а на споте цены в два раза выше. Но скидку за увеличение транспортного плеча (не столько из-за куска «Мурманск-европейские порты», а сколько из-за того, что нужно дальше это всё тянуть в Азию) попросить могут. И в этом смысле конечно хорошо, что спот сейчас такой дорогой, так как это аргумент, чтобы больших скидок не давать. Посмотрим, что получится и здесь.

Строго, говоря, когда проект «Ямал СПГ» только планировался, предполагалось (точнее заявлялось), что СПГ пойдёт в Азию, и не создаст конкуренцию «Газпрому» в Европе. На деле получилось совсем не так, но возможно, когда контракты подписывались, покупатели понимали, что возможно действительно придётся везти в Азию. Так или иначе, сейчас всё возвращается к обещаниям начала 2010-х, за исключением того, что конкурировать с газпромовским газом в Европе уже не нужно.

И последнее. Думаю, что когда ЕС всё же приняла послабления для работы с российским СПГ (изначально предполагалось, что европейские покупатели вообще не смогут работать с российским СПГ), был и такой расчёт. Если будет полный бан = не факт, что «Новатэк» в одиночку справился бы с вывозом всех объёмов (нужно всё-таки найти и подключить очень масштабный флот «обычных» газовозов), это приведёт к снижению экспорта/производства на «Ямал СПГ» = доп.дефицит газа на рынке. Почему это важно? Из-за того, что это послабление пока принято на год с возможностью продления. Т.е. если за год ситуация нормализуется (выход нового СПГ из США плюс откроют Ормуз), то не исключен обратный откат к запрету европейских компаний на любую работу с российским СПГ.

Конечно, даже в самом позитивном варианте кое-какие издержки будут (например, доходы от «спотовых» объёмов СПГ с Ямала упадут из-за увеличения транспортного плеча и всякое другое), плюс вышеперечисленные риски. Но пока всё выглядит неплохо. Следим дальше.

Помню, как в начале года, многие рассуждали на тему «сланцевая нефть заканчивается», опираясь на прогноз американского Минэнерго, где на текущий год было прописано символические снижение добычи (по сути — стагнация). А что же по факту?

По итогам первого полугодия добыча в США выросла на 2% (п/г к п/г) и теперь, уже по новому прогнозу, напротив по итогам года подрастёт до новых рекордов. Кое-где по регионам США добыча действительно падает, но главное, что Пермский бассейн (сланцевый) остаётся драйвером суммарного роста — здесь прогноз 3% роста за год. А что же изменилось? Понятное дело — цены.

Сланцевая нефть пока никуда не закончилась, но справедливо остаётся чувствительной к цене, и если нефтяники не хотят работать в ноль при 60-70 долларов за баррель, то при 85 или тем более 100 — уже совсем другой разговор. Конечно, тут возникает вопрос, насколько устойчивый рост или хотя бы поддержание высокой полки добычи при цене в $100 за баррель. Думаю, что достаточно устойчивый. А 100 долларов — несмотря на кажущейся текущий ценовой шок, это более, чем приемлемая цена для мировой экономики, всего 65 долларов в ценах, к примеру, 2010 года. Думаю, что рост добычи мог быть и больше, просто пока многие ждут, что Ормуз откроется и цены снизятся (может быть, так и будет). Всё ж таки для роста нужно новое бурение, которое придётся окупать при той цене, которая будет в будущем.

Вообще любопытно смотреть на постоянные спекуляции, что «сланцевая нефть - всё», когда долгое время в среднем нефть по сути не росла в цене номинально, а значит — снижалась в реальных ценах. Т.е. все эти годы сланцевая добыча повышала эффективность не только, чтобы компенсировать падение качества запасов, а ещё и чтобы компенсировать инфляцию издержек ит.п. И многие годы это ей удавалось. Следим дальше.

Время летит быстро, и вот уже «Ямал СПГ» в ближайшее время добудет 250 млрд кубов газа, на которые положена нулевая льгота по НДПИ. Минфин предлагает продлить льготу на три с небольшим года, в обмен на, цитата по Интерфаксу, «инвестиционное соглашение о финансировании обязательств Камчатского края, возникающих при реализации мероприятий по строительству объектов комплекса по регазификации СПГ в Камчатском крае, а также о развитии проектов по производству СПГ, аммиака или водорода (в проекте законопроекта не указано место размещения таких проектов)».
Т.е., если совсем грубо, в обмен на во многом социальные обязательства по газификации Камчатки. Вторая часть — не совсем понятно, что и как - возможно тут самое интересное.

Формула расчёта НДПИ сложна (кстати небольшая льготность на Ямале в любом случае останется — фиксированная часть, менее половины всей суммы, — это 305 руб за тысячу кубов, хотя в целом для т. н. «независимых» она более, чем в два раза выше), но, вероятно, речь идёт о суммах не менее 25 млрд рублей в год. Не очень много, но заметно.
(Для сравнения, ЧП самого «Новатэка» за 2025 год — чуть больше 180 млрд, напомню что доля «Новатэка» в Ямал СПГ — 50,1%.).
Т.е. либо компания платит налог, либо инвестирует ровно такие же или большие суммы в указанные выше проекты, как минимум часть из которых скорее без интересной финансовой отдачи или вообще далее будут переданы на баланс.

Сюжет интересен с одной стороны, как влияние на фин.результаты «Новатэка». Непонятно, как будут оформляться эти инвестиции, если предложение минфина будет принято (думаю, что будет). С другой стороны, много критиканов было, что проект не несёт доходов бюджету, и вот годы пролетели, "Ямал СПГ" ещё работать и работать, а налог уже вполне приличный (и это помимо повышенного налога на прибыль для "Ямал СПГ" в 23-25 гг.). Следим дальше.