Китаю нужна "Сила Сибири-2", просто Поднебесная ждет выгодных условий от России
На фоне многочисленных спекуляций в СМИ о том, что во время недавнего визита китайского руководителя в Москву так и не было подписано соглашение по "Силе Сибири -2", а на совместной пресс-конференции китайский лидер не упомянул этот проект напрямую, в отличие от российского президента, хотелось бы внести ясность в этот вопрос.
Мы полагаем, что этот проект Китаю НУЖЕН, но нужен на максимально выгодных для Китая условиях, в первую очередь, по цене российского газа, и он готов дождаться этих условий, понимая, что у России нет большого пространства для маневра в этом направлении.
В чем же интерес Китая к данному проекту? Во-первых, газ пойдет в Китай с российских месторождений Западной Сибири, где достаточно ресурсной базы и нет опасений, что она окажется меньше, чем ожидалось, как это было в случае с оценкой запасов Чаяндинского месторождения при реализации проекта "Сила Сибири". Кроме того, за эти запасы уже нет конкуренции с Европой, значит Россия может предложить Китаю более выгодную цену. Наконец, труба из России придет в Китай через Монголию, что будет гораздо короче маршрута доставки трубопроводного газа из Центральной Азии, где есть также и проблемы с обеспечением экспортных обязательств в отношении Китая (попросту, не хватает газа...).
Не будем забывать и о том, что на рынке СПГ будет нарастать конкуренция за его объемы, в т.ч. со стороны ЕС, и в этих условиях Китаю было бы выгодно иметь возможность получения более дешевого трубопроводного газа из России. Ведь тогда можно диктовать свои условия по цене и странам Центральной Азии, и не сильно переживать за волатильные поставки более дорогого СПГ.
Для России же данный проект также безальтернативен. И дело даже не в обвальном сокращении экспорта российского газа в ЕС в прошлом году. Напомню, что фактический запуск этого проекта (в случае если соглашение по нему все-таки будет подписано в этом году) возможен не раньше 2030 года. А к этому времени у России и так истекало большинство долгосрочных контрактов со странами ЕС, которые и до февраля 2022 г. не выказывали большого намерения их продлевать. И возникал вопрос, куда направлять наш западносибирский газ? И альтернативы Китаю в этом случае у нас нет.
Да, безусловно, доходность такого экспорта будет гораздо ниже, чем в Европу, но тут уж либо так, либо никак... Выбор невелик.
На фоне многочисленных спекуляций в СМИ о том, что во время недавнего визита китайского руководителя в Москву так и не было подписано соглашение по "Силе Сибири -2", а на совместной пресс-конференции китайский лидер не упомянул этот проект напрямую, в отличие от российского президента, хотелось бы внести ясность в этот вопрос.
Мы полагаем, что этот проект Китаю НУЖЕН, но нужен на максимально выгодных для Китая условиях, в первую очередь, по цене российского газа, и он готов дождаться этих условий, понимая, что у России нет большого пространства для маневра в этом направлении.
В чем же интерес Китая к данному проекту? Во-первых, газ пойдет в Китай с российских месторождений Западной Сибири, где достаточно ресурсной базы и нет опасений, что она окажется меньше, чем ожидалось, как это было в случае с оценкой запасов Чаяндинского месторождения при реализации проекта "Сила Сибири". Кроме того, за эти запасы уже нет конкуренции с Европой, значит Россия может предложить Китаю более выгодную цену. Наконец, труба из России придет в Китай через Монголию, что будет гораздо короче маршрута доставки трубопроводного газа из Центральной Азии, где есть также и проблемы с обеспечением экспортных обязательств в отношении Китая (попросту, не хватает газа...).
Не будем забывать и о том, что на рынке СПГ будет нарастать конкуренция за его объемы, в т.ч. со стороны ЕС, и в этих условиях Китаю было бы выгодно иметь возможность получения более дешевого трубопроводного газа из России. Ведь тогда можно диктовать свои условия по цене и странам Центральной Азии, и не сильно переживать за волатильные поставки более дорогого СПГ.
Для России же данный проект также безальтернативен. И дело даже не в обвальном сокращении экспорта российского газа в ЕС в прошлом году. Напомню, что фактический запуск этого проекта (в случае если соглашение по нему все-таки будет подписано в этом году) возможен не раньше 2030 года. А к этому времени у России и так истекало большинство долгосрочных контрактов со странами ЕС, которые и до февраля 2022 г. не выказывали большого намерения их продлевать. И возникал вопрос, куда направлять наш западносибирский газ? И альтернативы Китаю в этом случае у нас нет.
Да, безусловно, доходность такого экспорта будет гораздо ниже, чем в Европу, но тут уж либо так, либо никак... Выбор невелик.
👍16🤔3😢1
Forwarded from ИнфоТЭК
Российские НПЗ подобрали ключ к санкциям
Российская нефтепереработка, спустя более месяца после начала действия эмбарго на поставку топлива в Европу (действует с 10 февраля), успешно сопротивляется внешнему давлению, следует из презентации заведующего сектора экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергея Кондратьева.
По данным Росстата, с 6 по 12 марта Россия сумела нарастить производство бензина на 3,1% к предыдущей неделе, до 871 тыс. Выпуск дизеля снизился на 1,1%, до 1,724 млн тонн.
"В начале марта производство бензина и дизельного топлива находится на многолетних максимумах, несмотря на санкции, "потолок цен" и плановое сокращение добычи", – сказано в документе.
Эксперт отмечает, что высокая динамика производства во многом связана с сохранением устойчивого экспорта нефтепродуктов.
Подтвердил эту информацию и вице-премьер России Александр Новак в четверг, заявив что ситуация с экспортом стабильная, а количества танкеров хватает для поставок нефтепродуктов.
Он также заметил, что фактор планового снижения добычи на 500 тыс. баррелей в сутки пока не достиг своего максимума – Россия выйдет на эти объемы только к концу месяца.
Эксперт же отмечает со ссылкой на данные Refinitiv, что в марте российские НПЗ смогли сохранить экспорт нефтепродуктов не только по бензину и дизелю, но и по другим нефтепродуктам: мазуту, нафте.
Причиной этому стало то, что на рынке сложились достаточно благоприятные дисконты для этих товаров, оставаясь выше уровня потолка цен западных стран.
"Даже при снижении цен нефти и нефтепродуктов до уровней, предусмотренных потолком цен, маржа НПЗ будет оставаться существенно положительной", – отметил эксперт.
По подсчетам, даже на условии потолка, маржа для НПЗ составит порядка $7 за каждый баррель переработанной нефти с учетом в том числе затрат на логистику.
Эксперт учел и влияние корректировки демпфера, который по их оценке позволит бюджету сократить выплаты на 0,6 трлн рублей в 2023 году.
Российская нефтепереработка, спустя более месяца после начала действия эмбарго на поставку топлива в Европу (действует с 10 февраля), успешно сопротивляется внешнему давлению, следует из презентации заведующего сектора экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергея Кондратьева.
По данным Росстата, с 6 по 12 марта Россия сумела нарастить производство бензина на 3,1% к предыдущей неделе, до 871 тыс. Выпуск дизеля снизился на 1,1%, до 1,724 млн тонн.
"В начале марта производство бензина и дизельного топлива находится на многолетних максимумах, несмотря на санкции, "потолок цен" и плановое сокращение добычи", – сказано в документе.
Эксперт отмечает, что высокая динамика производства во многом связана с сохранением устойчивого экспорта нефтепродуктов.
Подтвердил эту информацию и вице-премьер России Александр Новак в четверг, заявив что ситуация с экспортом стабильная, а количества танкеров хватает для поставок нефтепродуктов.
Он также заметил, что фактор планового снижения добычи на 500 тыс. баррелей в сутки пока не достиг своего максимума – Россия выйдет на эти объемы только к концу месяца.
Эксперт же отмечает со ссылкой на данные Refinitiv, что в марте российские НПЗ смогли сохранить экспорт нефтепродуктов не только по бензину и дизелю, но и по другим нефтепродуктам: мазуту, нафте.
Причиной этому стало то, что на рынке сложились достаточно благоприятные дисконты для этих товаров, оставаясь выше уровня потолка цен западных стран.
"Даже при снижении цен нефти и нефтепродуктов до уровней, предусмотренных потолком цен, маржа НПЗ будет оставаться существенно положительной", – отметил эксперт.
По подсчетам, даже на условии потолка, маржа для НПЗ составит порядка $7 за каждый баррель переработанной нефти с учетом в том числе затрат на логистику.
Эксперт учел и влияние корректировки демпфера, который по их оценке позволит бюджету сократить выплаты на 0,6 трлн рублей в 2023 году.
👍10
Forwarded from Нефть и Капитал I Новости Нефтегазовой отрасли
Почему «мелеет» «Балканский поток»?
Поставки российского трубопроводного газа в Европу охватывают сегодня оценочно 10-11 стран (без учета Турции и транзита в Калининградскую область через Литву) и распределяются по двум маршрутам – украинскому и балканскому, – пересекающимся в Венгрии.
В отличие от украинского транзита, подверженного теоретически военно-политическим рискам, транспортировка газа по «Турецкому потоку» и его продолжению в виде «Балканского потока» выглядит на сегодняшний день наиболее безопасной (из тех немногих опций, что остались) и потому и более привлекательной для импортеров, и, вероятно, приоритетной для ПАО «Газпром». Однако поставки по нему почти не растут, а в 2023 г. вполне могут даже сократится. Заместитель директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев объясняет, почему так происходит.
@oil_capital
Поставки российского трубопроводного газа в Европу охватывают сегодня оценочно 10-11 стран (без учета Турции и транзита в Калининградскую область через Литву) и распределяются по двум маршрутам – украинскому и балканскому, – пересекающимся в Венгрии.
В отличие от украинского транзита, подверженного теоретически военно-политическим рискам, транспортировка газа по «Турецкому потоку» и его продолжению в виде «Балканского потока» выглядит на сегодняшний день наиболее безопасной (из тех немногих опций, что остались) и потому и более привлекательной для импортеров, и, вероятно, приоритетной для ПАО «Газпром». Однако поставки по нему почти не растут, а в 2023 г. вполне могут даже сократится. Заместитель директора по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев объясняет, почему так происходит.
@oil_capital
Telegraph
Почему «мелеет» «Балканский поток»?
Транспортировка газа по «Турецкому потоку» и его продолжению в виде «Балканского потока» выглядит на сегодняшний день наиболее безопасной, но поставки не растут Как мы уже разбирали в феврале, поставки российского трубопроводного газа в Европу охватывают…
🤔4👍1
Новая география экспорта нефти: есть ли угроза монопсонии?
После введения эмбарго ЕС основными конечными получателями российской нефти в январе-феврале 2023 г. стали Китай, Индия, Турция и Болгария, при этом на долю Китая и Индии приходится около 86-90% совокупного морского экспорта нефти из РФ. За прошедший год с начала СВО поставки российской нефти в Китай выросли в 1,5 раза, в Турцию - в 2 раза, в Индию - почти в 22 раза (!)
Вместе с тем, столь высокая зависимость от рынков Китая и Индии создает политические и экономические риски для российского нефтяного экспорта, когда существенное снижение импорта или даже отказ от закупки российской нефти одной из этих стран может стать критичным для нефтяной отрасли РФ.
Таким образом, в 2023 году необходимо продолжать наращивать усилия по диверсификации экспорта российской нефти и поиска новых покупателей на нее.
После введения эмбарго ЕС основными конечными получателями российской нефти в январе-феврале 2023 г. стали Китай, Индия, Турция и Болгария, при этом на долю Китая и Индии приходится около 86-90% совокупного морского экспорта нефти из РФ. За прошедший год с начала СВО поставки российской нефти в Китай выросли в 1,5 раза, в Турцию - в 2 раза, в Индию - почти в 22 раза (!)
Вместе с тем, столь высокая зависимость от рынков Китая и Индии создает политические и экономические риски для российского нефтяного экспорта, когда существенное снижение импорта или даже отказ от закупки российской нефти одной из этих стран может стать критичным для нефтяной отрасли РФ.
Таким образом, в 2023 году необходимо продолжать наращивать усилия по диверсификации экспорта российской нефти и поиска новых покупателей на нее.
👍12
ЕС начинает борьбу против поставок российского СПГ
Озвученные западными информационными агентствами инициативы ЕС разработать механизм, препятствующий поставкам СПГ из РФ через запрет бронирования для российских поставщиков регазификационных мощностей в странах ЕС, означает начало санкционной кампании против российского СПГ.
Напомним, что в прошлом году на фоне обвального сокращения поставок российского сетевого газа в ЕС только российский СПГ продемонстрировал устойчивый рост поставок на европейском направлении до 17,5 млрд м3 (+20% г/г). При этом средняя стоимость российского СПГ в ЕС по итогам 2022 г. выросла до $983/тыс. м3 (+121,9% г/г).
В 2022 г. СПГ из РФ поставлялся в 11 стран ЕС, при этом 95,3% поставок приходилось всего на четыре страны: Францию (34,4%), Испанию (26,6%), Нидерланды (19,6%) и Бельгию (14,7%).
Уход российского СПГ с европейского рынка возможен, но с потерей маржинальности, поскольку его перенаправление в страны АТР (Китай) приведет к значительному росту логистических издержек.
Озвученные западными информационными агентствами инициативы ЕС разработать механизм, препятствующий поставкам СПГ из РФ через запрет бронирования для российских поставщиков регазификационных мощностей в странах ЕС, означает начало санкционной кампании против российского СПГ.
Напомним, что в прошлом году на фоне обвального сокращения поставок российского сетевого газа в ЕС только российский СПГ продемонстрировал устойчивый рост поставок на европейском направлении до 17,5 млрд м3 (+20% г/г). При этом средняя стоимость российского СПГ в ЕС по итогам 2022 г. выросла до $983/тыс. м3 (+121,9% г/г).
В 2022 г. СПГ из РФ поставлялся в 11 стран ЕС, при этом 95,3% поставок приходилось всего на четыре страны: Францию (34,4%), Испанию (26,6%), Нидерланды (19,6%) и Бельгию (14,7%).
Уход российского СПГ с европейского рынка возможен, но с потерей маржинальности, поскольку его перенаправление в страны АТР (Китай) приведет к значительному росту логистических издержек.
🔥10👍2
Новая география экспорта нефтепродуктов: новые перспективы?
В феврале-марте 2023 г. средний объем поставок российских нефтепродуктов в «недружественные» страны составил лишь 0,8 млн барр./сут., а поставки в развивающиеся (нейтральные) страны достигли 2,1 млн бар./сут.
Активно растут поставки нефтепродуктов в Турцию (290 тыс. барр./сут.), страны Северной Африки (240 тыс. барр./сут.), а также на Ближний Восток (240 тыс. барр./сут.) на фоне нестабильных объемов поставок в Индию и Китай.
Таким образом, в отличие от нефти, основными покупателями которой сейчас выступают Индия и Китай, перенаправление морского экспорта нефтепродуктов из России осуществляется в регионы с наиболее коротким транспортным плечом доставки таких грузов (Ближний Восток, Северная Африка и европейское Средиземноморье для их последующей STS-перевалки в страны АТР). При этом перенаправление поставок сопровождается хорошим уровнем их диверсификации по странам, что важно в быстроменяющихся условиях санкционного давления на Россию.
В феврале-марте 2023 г. средний объем поставок российских нефтепродуктов в «недружественные» страны составил лишь 0,8 млн барр./сут., а поставки в развивающиеся (нейтральные) страны достигли 2,1 млн бар./сут.
Активно растут поставки нефтепродуктов в Турцию (290 тыс. барр./сут.), страны Северной Африки (240 тыс. барр./сут.), а также на Ближний Восток (240 тыс. барр./сут.) на фоне нестабильных объемов поставок в Индию и Китай.
Таким образом, в отличие от нефти, основными покупателями которой сейчас выступают Индия и Китай, перенаправление морского экспорта нефтепродуктов из России осуществляется в регионы с наиболее коротким транспортным плечом доставки таких грузов (Ближний Восток, Северная Африка и европейское Средиземноморье для их последующей STS-перевалки в страны АТР). При этом перенаправление поставок сопровождается хорошим уровнем их диверсификации по странам, что важно в быстроменяющихся условиях санкционного давления на Россию.
👍14❤1
Какие европейские страны продолжают покупать российский сетевой газ?
В 2022 г. физические поставки российского газа (включая СПГ) в страны ЕС упали почти в два раза по сравнению с 2021 г. и составили 76,5 млрд м3 (против 154,4 млрд м3 в 2021 г.). Из этого объема около 17,5 млрд м3 пришлось на поставки СПГ и 59 млрд м3 – на экспорт трубопроводного газа.
По оценкам нашего Института, поставки российского трубопроводного газа по состоянию на начало 2023 г. продолжаются только в 10 европейских стран (без учета Турции), включая 7 стран-членов ЕС.
Транзитом через Украину российский газ получают Словакия, Австрия, Словения, Италия; по «Балканскому потоку» – Румыния и Греция; по обоим маршрутам – Венгрия.
Также по «Балканскому потоку» российский газ поставляется в Сербию, Северную Македонию, а также Боснию и Герцеговину.
В 2022 г. физические поставки российского газа (включая СПГ) в страны ЕС упали почти в два раза по сравнению с 2021 г. и составили 76,5 млрд м3 (против 154,4 млрд м3 в 2021 г.). Из этого объема около 17,5 млрд м3 пришлось на поставки СПГ и 59 млрд м3 – на экспорт трубопроводного газа.
По оценкам нашего Института, поставки российского трубопроводного газа по состоянию на начало 2023 г. продолжаются только в 10 европейских стран (без учета Турции), включая 7 стран-членов ЕС.
Транзитом через Украину российский газ получают Словакия, Австрия, Словения, Италия; по «Балканскому потоку» – Румыния и Греция; по обоим маршрутам – Венгрия.
Также по «Балканскому потоку» российский газ поставляется в Сербию, Северную Македонию, а также Боснию и Герцеговину.
👍10🔥7❤1
Африка для российской нефтянки - больше чем просто рынок для нефти и нефтепродуктов
На фоне изменившихся геополитических реалий российский нефтегазовый бизнес вновь начинает пристально смотреть в сторону Африки, которая рассматривается как один из важных регионов для перенаправления части поставок российской нефти и особенно нефтепродуктов в контексте диверсификации их рынков сбыта в условиях санкционного давления "недружественных" стран.
Так, заметно растут поставки российских нефтепродуктов в Африку (до 370 тыс. барр./сут.), в т.ч. 230 тыс. барр./сут. в страны Северной Африки (Марокко, Алжир и Тунис).
Да, безусловно, часть этих объемов реэкспортируется в Европу, но российским компаниям все равно выгодно такое сотрудничество, потому что в условиях действующего двойного "потолка" цен на российские нефтепродукты его текущий уровень позволяет российским НПЗ сохранять маржу переработки при поставках ДТ на экспорт на уровне $20-30/барр., что является очень хорошим отраслевым показателем.
Чем же еще может быть полезна Африка для российской нефтянки? Не только рынками сбыта для российских нефтепродуктов и, отчасти, российской нефти, но и как важный логистический хаб для обеспечения перевалки российских нефтеналивных грузов в Азию.
Сейчас мы осуществляем морскую перевалку российской нефти и нефтепродуктов в Средиземноморье в испанском порту Сеута и в греческому порту Каламата, но что мешает нам использовать для этих целей портовую инфраструктуру стран Северной Африки, тех же Марокко и Египта например? Они не присоединились к западным санкциям, и могут предоставлять нам те же портово-логистические услуги, что и порты Испании и Греции.
Наконец, под флагом африканских стран, той же Либерии, можно активно перевозить нашу нефть т.н. «теневым» флотом.
И это не говоря уже о возможном партнерстве в развитии добычных и инфраструктурных проектов на территории самих африканских стран с привлечением российских компаний и российских компетенций.
Последнее представляется, наверное, самым перспективным направлением двустороннего взаимодействия. Россия готова предложить африканским странам свои технологические, инженерные и сервисные компетенции в части развития местной инфраструктуры (нефтеналивные порты, хранилища нефти, обустройство месторождений, трубопроводная инфраструктура и пр.). Другими словами, пора переходить к более комплексному партнерству, которое подразумевает не только экспорт нашей нефти или нефтепродуктов, но также экспорт наших услуг и технологий в нефтегазовой сфере, которые будут точно востребованы в странах региона.
Однако не менее важно и не попасть в ловушку времен Советского Союза, когда мы работали с Африкой на принципах экономической благотворительности в обмен на политическую лояльность. Поэтому сегодня нам нужно выстраивать полноценное и равновыгодное партнерство, основанное на экономической целесообразности и грамотном учете рисков. Только в этом случае сотрудничество с Африкой может принести нашей нефтянке реальную экономическую пользу.
На фоне изменившихся геополитических реалий российский нефтегазовый бизнес вновь начинает пристально смотреть в сторону Африки, которая рассматривается как один из важных регионов для перенаправления части поставок российской нефти и особенно нефтепродуктов в контексте диверсификации их рынков сбыта в условиях санкционного давления "недружественных" стран.
Так, заметно растут поставки российских нефтепродуктов в Африку (до 370 тыс. барр./сут.), в т.ч. 230 тыс. барр./сут. в страны Северной Африки (Марокко, Алжир и Тунис).
Да, безусловно, часть этих объемов реэкспортируется в Европу, но российским компаниям все равно выгодно такое сотрудничество, потому что в условиях действующего двойного "потолка" цен на российские нефтепродукты его текущий уровень позволяет российским НПЗ сохранять маржу переработки при поставках ДТ на экспорт на уровне $20-30/барр., что является очень хорошим отраслевым показателем.
Чем же еще может быть полезна Африка для российской нефтянки? Не только рынками сбыта для российских нефтепродуктов и, отчасти, российской нефти, но и как важный логистический хаб для обеспечения перевалки российских нефтеналивных грузов в Азию.
Сейчас мы осуществляем морскую перевалку российской нефти и нефтепродуктов в Средиземноморье в испанском порту Сеута и в греческому порту Каламата, но что мешает нам использовать для этих целей портовую инфраструктуру стран Северной Африки, тех же Марокко и Египта например? Они не присоединились к западным санкциям, и могут предоставлять нам те же портово-логистические услуги, что и порты Испании и Греции.
Наконец, под флагом африканских стран, той же Либерии, можно активно перевозить нашу нефть т.н. «теневым» флотом.
И это не говоря уже о возможном партнерстве в развитии добычных и инфраструктурных проектов на территории самих африканских стран с привлечением российских компаний и российских компетенций.
Последнее представляется, наверное, самым перспективным направлением двустороннего взаимодействия. Россия готова предложить африканским странам свои технологические, инженерные и сервисные компетенции в части развития местной инфраструктуры (нефтеналивные порты, хранилища нефти, обустройство месторождений, трубопроводная инфраструктура и пр.). Другими словами, пора переходить к более комплексному партнерству, которое подразумевает не только экспорт нашей нефти или нефтепродуктов, но также экспорт наших услуг и технологий в нефтегазовой сфере, которые будут точно востребованы в странах региона.
Однако не менее важно и не попасть в ловушку времен Советского Союза, когда мы работали с Африкой на принципах экономической благотворительности в обмен на политическую лояльность. Поэтому сегодня нам нужно выстраивать полноценное и равновыгодное партнерство, основанное на экономической целесообразности и грамотном учете рисков. Только в этом случае сотрудничество с Африкой может принести нашей нефтянке реальную экономическую пользу.
👍13💯2
Экспорт угля из России по итогам 2023 года может оказаться выше показателей 2022 года
Экспорт российского угля показывает сезонную тенденцию к росту, которая характерна для весеннего периода. И в условиях отсутствия "провала" экспорта, который наблюдался в марте 2022 г., по итогам 1 кв. 2023 г. железнодорожная отгрузка угля на экспорт выросла на 0,7% (г/г) - до 91,8 млн т.
Возврат совокупного экспорта угля из России к досанкционным объемам объясняется в первую очередь тем, что российским угольным компаниям удалось еще во 2-3 кв. 2022 г. перенаправить значительные объемы угольного экспорта на рынки развивающихся стран.
Так, по состоянию на конец марта 2023 г. 82% совокупного экспорта российского угля (морским транспортом и через сухопутные погранпереходы) приходилось на развивающиеся страны, в первую очередь на Китай, Индию и Турцию. По сути, сложилась новая географическая структура экспорта российского угля, которая оказалась не только устойчивой, но и с очевидным потенциалом для дальнейшего роста поставок.
Таким образом, при отсутствии новых санкционных ограничений в отношении экспортных поставок российского угля и выходе России на график экспортных отгрузок, характерный до начала СВО, экспорт угля из России по итогам 2023 г. может оказаться выше уровня 2022 года.
Экспорт российского угля показывает сезонную тенденцию к росту, которая характерна для весеннего периода. И в условиях отсутствия "провала" экспорта, который наблюдался в марте 2022 г., по итогам 1 кв. 2023 г. железнодорожная отгрузка угля на экспорт выросла на 0,7% (г/г) - до 91,8 млн т.
Возврат совокупного экспорта угля из России к досанкционным объемам объясняется в первую очередь тем, что российским угольным компаниям удалось еще во 2-3 кв. 2022 г. перенаправить значительные объемы угольного экспорта на рынки развивающихся стран.
Так, по состоянию на конец марта 2023 г. 82% совокупного экспорта российского угля (морским транспортом и через сухопутные погранпереходы) приходилось на развивающиеся страны, в первую очередь на Китай, Индию и Турцию. По сути, сложилась новая географическая структура экспорта российского угля, которая оказалась не только устойчивой, но и с очевидным потенциалом для дальнейшего роста поставок.
Таким образом, при отсутствии новых санкционных ограничений в отношении экспортных поставок российского угля и выходе России на график экспортных отгрузок, характерный до начала СВО, экспорт угля из России по итогам 2023 г. может оказаться выше уровня 2022 года.
👍3🔥2
Оценка реального снижения добычи странами ОПЕК+ после мая 2023 года
Как известно, 02 апреля 9 стран-участниц ОПЕК+ (Россия, Саудовская Аравия, ОАЭ, Ирак, Кувейт, Алжир, Габон, Казахстан, Оман), объявили о дополнительном (к октябрьскому решению) сокращении добычи нефти с мая по конец 2023 года.
В теории заявленное снижение нефтедобычи составит примерно 1,657 млн барр./сут., из которых по 500 тыс. барр./сут. приходится на Россию, которая начала такое сокращение еще в начале марта, и Саудовскую Аравию. Однако мы знаем, что в ноябре 2022 г. объявленное сокращение добычи странами ОПЕК+ было скорее "бумажным", чем реальным, учитывая накопленный странами ОПЕК+ к тому времени объем невыполнения своих добычных "квот".
Текущая же инициатива о сокращении добычи выглядит гораздо более реальной, поскольку к добровольному сокращению добычи присоединились страны, которые уже практически обеспечили ее сокращение в соответствии с квотой ноября 2022 г. По нашим оценкам, реальное снижение добычи (в т.ч. уже частично реализованное снижение мартовской добычи в России) составит около 1,51 млн барр./сут., т.е. около 91% от анонсированного.
Таким образом, ожидания профицита нефти на мировом рынке в объеме до 1,0-1,3 млн барр./сут. по итогам 1 кв. текущего года, которые отмечались большинством ведущих международных энергетических агентств и консалтинговых структур (IEA, EIA, Goldman Sachs и пр.), по-видимому, сменятся на противоположные. И мы увидим более сбалансированный мировой нефтяной рынок уже к концу первого полугодия текущего года.
Как известно, 02 апреля 9 стран-участниц ОПЕК+ (Россия, Саудовская Аравия, ОАЭ, Ирак, Кувейт, Алжир, Габон, Казахстан, Оман), объявили о дополнительном (к октябрьскому решению) сокращении добычи нефти с мая по конец 2023 года.
В теории заявленное снижение нефтедобычи составит примерно 1,657 млн барр./сут., из которых по 500 тыс. барр./сут. приходится на Россию, которая начала такое сокращение еще в начале марта, и Саудовскую Аравию. Однако мы знаем, что в ноябре 2022 г. объявленное сокращение добычи странами ОПЕК+ было скорее "бумажным", чем реальным, учитывая накопленный странами ОПЕК+ к тому времени объем невыполнения своих добычных "квот".
Текущая же инициатива о сокращении добычи выглядит гораздо более реальной, поскольку к добровольному сокращению добычи присоединились страны, которые уже практически обеспечили ее сокращение в соответствии с квотой ноября 2022 г. По нашим оценкам, реальное снижение добычи (в т.ч. уже частично реализованное снижение мартовской добычи в России) составит около 1,51 млн барр./сут., т.е. около 91% от анонсированного.
Таким образом, ожидания профицита нефти на мировом рынке в объеме до 1,0-1,3 млн барр./сут. по итогам 1 кв. текущего года, которые отмечались большинством ведущих международных энергетических агентств и консалтинговых структур (IEA, EIA, Goldman Sachs и пр.), по-видимому, сменятся на противоположные. И мы увидим более сбалансированный мировой нефтяной рынок уже к концу первого полугодия текущего года.
👍7🔥3
Forwarded from ИнфоТЭК
Зачем нам мир, в котором не будет ДВС?
Европейские автомобили на бензине и дизеле останутся жить благодаря стараниям Германии
Сегодня электромобили воспринимаются как безусловный магистральный тренд глобального развития автотранспорта. Но есть ли у них конкуренты? Да, это авто, использующие традиционные двигатели внутреннего сгорания, но заправляющиеся так называемым электронным топливом, или E-Fuel. В чем суть этой технологии и насколько она жизнеспособна в нынешних условиях? Как внедрение E-Fuel может повлиять на мировой автопром? И какие выводы может сделать из этой ситуации Россия?
Об этом читайте в авторской колонке эксперта Института энергетики и финансов Михаила Журавлева @IEFNotes.
Европейские автомобили на бензине и дизеле останутся жить благодаря стараниям Германии
Сегодня электромобили воспринимаются как безусловный магистральный тренд глобального развития автотранспорта. Но есть ли у них конкуренты? Да, это авто, использующие традиционные двигатели внутреннего сгорания, но заправляющиеся так называемым электронным топливом, или E-Fuel. В чем суть этой технологии и насколько она жизнеспособна в нынешних условиях? Как внедрение E-Fuel может повлиять на мировой автопром? И какие выводы может сделать из этой ситуации Россия?
Об этом читайте в авторской колонке эксперта Института энергетики и финансов Михаила Журавлева @IEFNotes.
👍11🌚2🔥1
Запасы газа в европейских ПХГ бьют рекорды
По состоянию на начало апреля 2023 г. запасы газа в ПХГ ЕС составляли 55,7% от номинальной мощности активного газа или около 57,0 млрд м3. Это наиболее высокий показатель для этого периода года в современной истории.
По сути, это означает, что потребность в закачке газа в ПХГ ЕС в апреле-октябре 2023 г. будет на 30 млрд м3 меньше по сравнению с 2022 годом. Столь низкая потребность в закачке, фактически, гарантирует (!), что к 01 ноября 2023 г. в ПХГ ЕС будет накоплено не меньше 90-95% от номинальной мощности активного газа в них. И это даже с учетом резкого сокращения поставок российского сетевого газа в ЕС по сравнению с первым полугодием 2022 года.
Мир продолжает стремительно меняться...
По состоянию на начало апреля 2023 г. запасы газа в ПХГ ЕС составляли 55,7% от номинальной мощности активного газа или около 57,0 млрд м3. Это наиболее высокий показатель для этого периода года в современной истории.
По сути, это означает, что потребность в закачке газа в ПХГ ЕС в апреле-октябре 2023 г. будет на 30 млрд м3 меньше по сравнению с 2022 годом. Столь низкая потребность в закачке, фактически, гарантирует (!), что к 01 ноября 2023 г. в ПХГ ЕС будет накоплено не меньше 90-95% от номинальной мощности активного газа в них. И это даже с учетом резкого сокращения поставок российского сетевого газа в ЕС по сравнению с первым полугодием 2022 года.
Мир продолжает стремительно меняться...
👍4🔥2🤔1
Forwarded from ИнфоТЭК
Возобновляемые перспективы
Ассоциация "Совет рынка" отчиталась об итогах ежегодного конкурса проектов на основе возобновляемых источников энергии: солнечных, ветряных и малых гидроэлектростанций. По его итогам был отобран 41 проект на 1,825 ГВт со сроками реализации в 2025-2029 годах.
Ветряных электростанций отобрано с заявленным плановым объемом установленной мощности в 738,5 МВт, солнечных — 1 086,5 МВт. Малые ГЭС отобраны не были.
В настоящий момент Россия оказывает государственную поддержку строительству генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии. Сейчас идет второй этап ДПМ ВИЭ на 2025-2035 годы, отборы по ней начались в 2021 году.
Изначально объем поддержки предполагался на уровне 400 млрд руб., однако в итоге был сокращен до около 350 млрд руб. В Минэнерго России отмечали, что до 2035 года, в том числе благодаря этой программе, объем ввода ВИЭ-мощностей может составить 12 ГВт накопленным эффектом.
Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев рассказал ИнфоТЭК о значении конкурсного отбора для ВИЭ, оценил ее масштаб и перспективы. Более подробно читайте в материале на нашем сайте.
Ассоциация "Совет рынка" отчиталась об итогах ежегодного конкурса проектов на основе возобновляемых источников энергии: солнечных, ветряных и малых гидроэлектростанций. По его итогам был отобран 41 проект на 1,825 ГВт со сроками реализации в 2025-2029 годах.
Ветряных электростанций отобрано с заявленным плановым объемом установленной мощности в 738,5 МВт, солнечных — 1 086,5 МВт. Малые ГЭС отобраны не были.
В настоящий момент Россия оказывает государственную поддержку строительству генерирующих объектов на основе возобновляемых источников энергии. Сейчас идет второй этап ДПМ ВИЭ на 2025-2035 годы, отборы по ней начались в 2021 году.
Изначально объем поддержки предполагался на уровне 400 млрд руб., однако в итоге был сокращен до около 350 млрд руб. В Минэнерго России отмечали, что до 2035 года, в том числе благодаря этой программе, объем ввода ВИЭ-мощностей может составить 12 ГВт накопленным эффектом.
Заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов @IEFnotes Сергей Кондратьев рассказал ИнфоТЭК о значении конкурсного отбора для ВИЭ, оценил ее масштаб и перспективы. Более подробно читайте в материале на нашем сайте.
👍7
Forwarded from ИнфоТЭК
Уголь попал под подозрение Минфина
Министерство финансов России заявило, что рассматривает возможность усиления налоговой нагрузки на угольную отрасль, если та сможет получить хорошие финансовые показатели по итогам первого квартала 2023 года.
"Если первый квартал будет с хорошими финансовыми результатами, будем предлагать повышенный НДПИ на IV квартал, а не введение пошлин. Вопрос с пошлинами на уголь сейчас не рассматривается", — сообщили в министерстве.
Ранее Минфин временно увеличил НДПИ на уголь с 1 января по 31 марта 2023 года на 380 рублей за тонну, что позволит привлечь в бюджет дополнительно 30 млрд рублей в год. Это будет касаться как антрацита, коксующегося угля, так и энергетического угля.
Старший эксперт фонда Института энергетики и финансов @IEFnotes Александр Титов рассказал ИнфоТЭК, что сейчас наблюдается продолжение процесса торговли между компаниями и Минфином, очередной раунд которого стартовал осенью прошлого тогда. Тогда власти предлагали вести в том числе экспортные пошлины, однако в итоге удалось обойтись малой кровью и обойтись увеличением НДПИ на январь-март этого года.
Эксперт заметил, что несмотря на озвученную в прошлом году Минэнерго и РЭА обеспокоенность о тяжелом состоянии отрасли, в четвертом квартале 2022 года все оказалось куда лучше: компании смогли восстановить объемы экспорта и получить прибыль. Поэтому сейчас у Минфина и сложилось впечатление, что у угольщиков можно забрать часть их прибыли.
"Мне кажется, что сейчас, когда они возобновили обсуждение усиления налоговой нагрузки, ситуация на рынке уже ухудшилась: цены очень сильно упали на мировом рынке, хотя объемы поставок все еще сохраняются на достаточно высоком уровне", — сказал он.
Эксперт подчеркнул, что самая непростая ситуация сложилась для экспорта через российские европейские порты, там поставки часто могут быть убыточными. Другая ситуация на восточном направлении, оно все еще остается желанным для компаний, но для этого направления до сих пор не хватает транзитных мощностей.
Министерство финансов России заявило, что рассматривает возможность усиления налоговой нагрузки на угольную отрасль, если та сможет получить хорошие финансовые показатели по итогам первого квартала 2023 года.
"Если первый квартал будет с хорошими финансовыми результатами, будем предлагать повышенный НДПИ на IV квартал, а не введение пошлин. Вопрос с пошлинами на уголь сейчас не рассматривается", — сообщили в министерстве.
Ранее Минфин временно увеличил НДПИ на уголь с 1 января по 31 марта 2023 года на 380 рублей за тонну, что позволит привлечь в бюджет дополнительно 30 млрд рублей в год. Это будет касаться как антрацита, коксующегося угля, так и энергетического угля.
Старший эксперт фонда Института энергетики и финансов @IEFnotes Александр Титов рассказал ИнфоТЭК, что сейчас наблюдается продолжение процесса торговли между компаниями и Минфином, очередной раунд которого стартовал осенью прошлого тогда. Тогда власти предлагали вести в том числе экспортные пошлины, однако в итоге удалось обойтись малой кровью и обойтись увеличением НДПИ на январь-март этого года.
Эксперт заметил, что несмотря на озвученную в прошлом году Минэнерго и РЭА обеспокоенность о тяжелом состоянии отрасли, в четвертом квартале 2022 года все оказалось куда лучше: компании смогли восстановить объемы экспорта и получить прибыль. Поэтому сейчас у Минфина и сложилось впечатление, что у угольщиков можно забрать часть их прибыли.
"Мне кажется, что сейчас, когда они возобновили обсуждение усиления налоговой нагрузки, ситуация на рынке уже ухудшилась: цены очень сильно упали на мировом рынке, хотя объемы поставок все еще сохраняются на достаточно высоком уровне", — сказал он.
Эксперт подчеркнул, что самая непростая ситуация сложилась для экспорта через российские европейские порты, там поставки часто могут быть убыточными. Другая ситуация на восточном направлении, оно все еще остается желанным для компаний, но для этого направления до сих пор не хватает транзитных мощностей.
👍4
Восток для угля - дело прибыльное
Экспортные отправки угля на Восток для Кузбасса, действительно, намного выгоднее с точки зрения чистой доходности экспорта (нетбэков), которая достигает $50-58/т по сравнению с $14-36/т для экспорта через порты Северо-Запада и Юга России соответственно.
Более того, весьма вероятно, что отгрузки российского угля на экспорт через порты Северо-Запада могут вообще осуществляться почти на грани рентабельности (с учетом себестоимости добычи), и производятся, главным образом, для того, чтобы получить квоту для отправки аналогичных объемов на Восточный полигон.
Экспортные отправки угля на Восток для Кузбасса, действительно, намного выгоднее с точки зрения чистой доходности экспорта (нетбэков), которая достигает $50-58/т по сравнению с $14-36/т для экспорта через порты Северо-Запада и Юга России соответственно.
Более того, весьма вероятно, что отгрузки российского угля на экспорт через порты Северо-Запада могут вообще осуществляться почти на грани рентабельности (с учетом себестоимости добычи), и производятся, главным образом, для того, чтобы получить квоту для отправки аналогичных объемов на Восточный полигон.
🔥8👍1
Forwarded from ИнфоТЭК
Все по справедливости
Заместитель директора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев @IEFnotes считает справедливой цену, которую заплатит "Новатэк" за долю в СПГ-проекте "Сахалин-2".
Напомним, что правительство России разрешило "Новатэку" купить 27,5% долю в "Сахалинской энергии" за 94,8 млрд рублей. Эта компания сейчас является оператором "Сахалин-2" — первого в России крупнотоннажного СПГ-проекта.
"В текущих условиях с точки зрения иностранных инвесторов в России риски настолько высоки, что любые активы могут продаваться недооцененными. В иных условиях пакет стоил бы значительно дороже, но в текущей ситуации – это справедливая цена. Во всяком случае она выглядит вполне адекватно", – заметил он.
Эксперт заметил, что вхождение "Новатэка" в проект выгодно всем. Основной интерес компании Михельсона заключается в выходе на новые рынки сбыта, в том числе за счет долгосрочного контракта Shell на ежегодную поставку 1 млн тонн СПГ до 2028 года.
"Это упрощает компании выход на рынки Юго-Восточной Азии. Если же мы возьмем "Ямал СПГ", то это уже в основном Северо-Восточная Азия", – добавил эксперт.
"Сахалин-2" является прибыльным активом, поэтому в финансовом отношении это в любом случае выгодное приобретение для "Новатэка", считает Белогорьев.
"То, что "Газпром" согласился на такую сделку, а его согласие очевидно было необходимо, говорит о том, что он хочет разделить риски. Участие "Новатэка" также позволит холдингу не отвлекать на этот проект слишком большие технологические и кадровые ресурсы", — добавил Белогорьев.
Эксперт заметил, что "Новатэк" вряд ли столкнется с каким-либо проблемами с реализацией СПГ с проекта "Сахалин-2", так как он ориентирован на Юго-Восточную Азию.
Заместитель директора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев @IEFnotes считает справедливой цену, которую заплатит "Новатэк" за долю в СПГ-проекте "Сахалин-2".
Напомним, что правительство России разрешило "Новатэку" купить 27,5% долю в "Сахалинской энергии" за 94,8 млрд рублей. Эта компания сейчас является оператором "Сахалин-2" — первого в России крупнотоннажного СПГ-проекта.
"В текущих условиях с точки зрения иностранных инвесторов в России риски настолько высоки, что любые активы могут продаваться недооцененными. В иных условиях пакет стоил бы значительно дороже, но в текущей ситуации – это справедливая цена. Во всяком случае она выглядит вполне адекватно", – заметил он.
Эксперт заметил, что вхождение "Новатэка" в проект выгодно всем. Основной интерес компании Михельсона заключается в выходе на новые рынки сбыта, в том числе за счет долгосрочного контракта Shell на ежегодную поставку 1 млн тонн СПГ до 2028 года.
"Это упрощает компании выход на рынки Юго-Восточной Азии. Если же мы возьмем "Ямал СПГ", то это уже в основном Северо-Восточная Азия", – добавил эксперт.
"Сахалин-2" является прибыльным активом, поэтому в финансовом отношении это в любом случае выгодное приобретение для "Новатэка", считает Белогорьев.
"То, что "Газпром" согласился на такую сделку, а его согласие очевидно было необходимо, говорит о том, что он хочет разделить риски. Участие "Новатэка" также позволит холдингу не отвлекать на этот проект слишком большие технологические и кадровые ресурсы", — добавил Белогорьев.
Эксперт заметил, что "Новатэк" вряд ли столкнется с каким-либо проблемами с реализацией СПГ с проекта "Сахалин-2", так как он ориентирован на Юго-Восточную Азию.
👍7🤔1
О Турецком газовом хабе замолвите слово...
13 апреля Институт энергетики и финансов провел VI Международную конференцию "Управление рисками в энергетике - 2023", одной из центральных тем обсуждения которой стали перспективы создания Турецкого газового хаба. Причем наши турецкие коллеги представили вполне работоспособную схему его будущей работы и описали его сильные стороны, главными из которых, по мнению турецкой стороны, являются:
- выгодное географическое положение (на пересечении сразу нескольких трубопроводных маршрутов транспортировки газа через территорию Турции из России, Азербайджана и Ирана);
- наличие 4 собственных регазификационных терминалов для приема СПГ (общей мощностью до 28,9 млн т в год);
- наличие системы подземного хранения газа (4,6 млрд м3 в действующих ПХГ, в стадии строительства еще ПХГ мощностью до 4 млрд м3);
- устойчивый внутренний спрос на газ (55-60 млрд м3 в год)
- потенциал развития собственной газодобычи (в регионе Черного моря, где подтверждены запасы газа на уровне до 710 млрд м3, первая добыча ожидается уже к концу 2023 г.);
- наличие относительно развитой регуляторной среды (Управление по регулированию энергетического рынка Турции, собственная энергетическая биржа EXIST).
Да, у проекта турецкого газового хаба есть и слабые стороны (по-прежнему, регулируемый внутренний рынок, ограниченное число участников газового рынка, пока еще слабые мощности в сфере подземного хранения и трубопроводной транспортировки газа, вопросы соответствия нормам европейского газового рынка как основного покупателя газа). Но, как известно, дорогу осилит идущий...
И в этой связи, возникает вопрос, а что мы хотим предложить в рамках этого проекта, который же, напомню, сами и инициировали осенью прошлого года? Пока российских предложений в этом направлении мы не слышим...
13 апреля Институт энергетики и финансов провел VI Международную конференцию "Управление рисками в энергетике - 2023", одной из центральных тем обсуждения которой стали перспективы создания Турецкого газового хаба. Причем наши турецкие коллеги представили вполне работоспособную схему его будущей работы и описали его сильные стороны, главными из которых, по мнению турецкой стороны, являются:
- выгодное географическое положение (на пересечении сразу нескольких трубопроводных маршрутов транспортировки газа через территорию Турции из России, Азербайджана и Ирана);
- наличие 4 собственных регазификационных терминалов для приема СПГ (общей мощностью до 28,9 млн т в год);
- наличие системы подземного хранения газа (4,6 млрд м3 в действующих ПХГ, в стадии строительства еще ПХГ мощностью до 4 млрд м3);
- устойчивый внутренний спрос на газ (55-60 млрд м3 в год)
- потенциал развития собственной газодобычи (в регионе Черного моря, где подтверждены запасы газа на уровне до 710 млрд м3, первая добыча ожидается уже к концу 2023 г.);
- наличие относительно развитой регуляторной среды (Управление по регулированию энергетического рынка Турции, собственная энергетическая биржа EXIST).
Да, у проекта турецкого газового хаба есть и слабые стороны (по-прежнему, регулируемый внутренний рынок, ограниченное число участников газового рынка, пока еще слабые мощности в сфере подземного хранения и трубопроводной транспортировки газа, вопросы соответствия нормам европейского газового рынка как основного покупателя газа). Но, как известно, дорогу осилит идущий...
И в этой связи, возникает вопрос, а что мы хотим предложить в рамках этого проекта, который же, напомню, сами и инициировали осенью прошлого года? Пока российских предложений в этом направлении мы не слышим...
👍9🔥2🤔1
Forwarded from ИнфоТЭК
ВИНК: успехи и вызовы начала года
Рублевая цена на Urals существенно выросла, но есть и другие позитивные моменты
Несмотря на введение внешних ограничений в 2022 – начале 2023 года, российская нефтяная промышленность успешно перестроилась, сохранив объемы добычи и переориентировав экспорт сырой нефти на Азию. Низкая цена Urals в первом квартале нынешнего года – $49 за баррель – стала следствием как понизившихся мировых цен, так и выросшего дисконта. Но эти параметры имеют все шансы улучшиться уже к лету. Какими сильными сторонами обладают нефтяные компании в условиях новой конъюнктуры и каковы факторы неопределенности в нефтегазовом секторе?
Данные вопросы в своей авторской колонке разбирает старший аналитик ИБ Синара по нефтегазовому сектору Кирилл Бахтин.
Рублевая цена на Urals существенно выросла, но есть и другие позитивные моменты
Несмотря на введение внешних ограничений в 2022 – начале 2023 года, российская нефтяная промышленность успешно перестроилась, сохранив объемы добычи и переориентировав экспорт сырой нефти на Азию. Низкая цена Urals в первом квартале нынешнего года – $49 за баррель – стала следствием как понизившихся мировых цен, так и выросшего дисконта. Но эти параметры имеют все шансы улучшиться уже к лету. Какими сильными сторонами обладают нефтяные компании в условиях новой конъюнктуры и каковы факторы неопределенности в нефтегазовом секторе?
Данные вопросы в своей авторской колонке разбирает старший аналитик ИБ Синара по нефтегазовому сектору Кирилл Бахтин.
👍4❤1
Россия делает ставку на развитие малотоннажного СПГ
В условиях резкого сокращения экспорта российского трубопроводного газа и усиления давления на экспорт российского СПГ со стороны европейских стран газовая отрасль РФ все большее внимание обращает на внутренний рынок, где есть потенциал наращивания использования газа, как в рамках газификации регионов, так и в рамках перехода на использование ГМТ.
В этой связи одним из интересных решений для России является развитие производства малотоннажного СПГ.
Потенциальный спрос на СПГ для нужд газификации оценивается к 2024 г. в диапазоне 2,3-4,2 млрд м3 в год, к 2035 г. – 7,4-9,8 млрд м3. Еще 10-15 млрд м3 составляет потенциал замещения жидких моторных топлив сжатым и сжиженным газом.
Согласно «Карте российской СПГ отрасли 2023» (февраль 2023 г.), общая установленная мощность действующих 17 малотоннажных СПГ-заводов в России на конец 2022 г. составляла 260 тыс. т в год (+10,6% г/г). Еще 549 тыс. т мощностей находятся в стадии реализации (всего 25 проектов).
В условиях резкого сокращения экспорта российского трубопроводного газа и усиления давления на экспорт российского СПГ со стороны европейских стран газовая отрасль РФ все большее внимание обращает на внутренний рынок, где есть потенциал наращивания использования газа, как в рамках газификации регионов, так и в рамках перехода на использование ГМТ.
В этой связи одним из интересных решений для России является развитие производства малотоннажного СПГ.
Потенциальный спрос на СПГ для нужд газификации оценивается к 2024 г. в диапазоне 2,3-4,2 млрд м3 в год, к 2035 г. – 7,4-9,8 млрд м3. Еще 10-15 млрд м3 составляет потенциал замещения жидких моторных топлив сжатым и сжиженным газом.
Согласно «Карте российской СПГ отрасли 2023» (февраль 2023 г.), общая установленная мощность действующих 17 малотоннажных СПГ-заводов в России на конец 2022 г. составляла 260 тыс. т в год (+10,6% г/г). Еще 549 тыс. т мощностей находятся в стадии реализации (всего 25 проектов).
👍7❤1