Неспешно выходим из августовского затишья. Начнём с (да, очередной)), картинки по прогнозу производства СПГ в мире, на этот раз от Rystad Enegy. Что здесь интересно. Отсутствие какого-либо роста для российского экспорта СПГ. Т.е. они игнорят даже первую линию «Арктик СПГ-2», которую учитывает, к примеру, тот же Bloomberg.

Удивительно, что это, повторюсь, прогноз от норвежской Rystad, которая казалась одной из наиболее качественных и в меру возможностей не политизированных консалтинговых контор. На картинке хорошо растёт производство только в С. Америке, плюс Ближний Восток (Катар — его трудно проигнорировать). Африку они тоже списали — нет никакого роста, хотя проекты там есть строящиеся, даже без проблемного Mozambique LNG.

Отдельное расстройство, что у них сильная экспертиза по сланцевой добычи США (в сланцах они — сюрприз? - оптимисты), всегда обращал внимание на их прогнозы (в т.ч. и потому, что хороших альтернатив — немного). Сейчас будет больше вопросов и здесь. #вотипосмотрим

Из новостей: «Ямал СПГ» произвёл 100 млн т СПГ. Красивая цифра, но что тут ещё интересно. Нулевая ставка по НДПИ для «Ямал СПГ» распространяется на добычу первых 250 млрд кубометров газа или 12 лет с начала первой добычи. Также после этого снизятся льготы по налогу на прибыль и другим налогам. На каком этапе мы сейчас?
100 млн т СПГ — это примерно 136 млрд кубометров газа. Плюс, ещё, скажем, пусть 5% от этого объёма (берём по минимуму, т. к. холодный климат) пошло на энергетические цели сжижения. Итого — оценочно 143 из льготных 250 млрд уже добыто.
Первая линия была запущена в декабре 2017 года, т. е. прошло примерно 5,5 лет работы. Но понятно, что средняя мощность за этот период была намного ниже действующей, т. к. линии запускались поэтапно.

Так или иначе, если считать, что осталось 250-143=107 млрд льготных кубометров, это примерно соответствует 75 млн т СПГ.
При средней загрузке, скажем 18 млн т в год (очень консервативно, всего 10% превышения над проектной мощностью, в прошлом году было около 20% превышения) до завершения льготных объёмов остаётся около четырёх лет. Но скорее всего средняя загрузка будет выше, а сроки — соответственно ещё меньше.
Льготные объёмы добычи, с высокой вероятностью, будут потрачены суммарно где-то за 9 с небольшим лет, к началу 2027 года.

Выводы?
Было много критики, мол, «Новатэк» «недоплачивает» налоги из-за льготных режимов. Но вот окончание этих режимов не за горами, а заводу ещё работать и работать, и платить эти налоги.
Соответственно и акционерам будет доставаться меньше прибылей от «Ямал СПГ», правда к тому времени уже должен заработать «Арктик СПГ 2» с похожим льготным налоговым режимом.

Почему-то мало обсуждают санкции США на два перегрузочных (с танкеров ледового класса на обычные) терминала СПГ «Новатэка» (Мурманская область и Камчатка). А вопрос серьёзный. Это не просто санкции, а т. н. SDN-лист, который предполагает запрет на взаимодействие с попавшими под санкции компаниями под угрозой вторичных санкций.

Как трактовать это взаимодействие с перегрузочными терминалами? Можно ли будет третьим компаниям получать в таком случае с них СПГ? На этих терминалах основана логистика с «Арктик СПГ 2», что особенно актуально в условиях вероятного дефицита ледовых танкеров.

За последние сутки уже двое коллег из СМИ предложили высказать мнение. Но ответа у меня нет. Возможно здесь нужен юрист. Возможно, это прецедент, который непонятно как трактовать.
Возможно, здесь уже есть однозначный запрет на любые операции с перегрузочными терминалами, но это так сурово, что мы пока отказываемся в это верить. Следим дальше, какие ещё способы найдутся, чтобы рост рынка СПГ доставался только «молекулам свободы».

Спотовый рынок СПГ: новая норма или феномен высоких цен?

Независимый аналитик Александр Собко специально для Gas&Money

Уже через полтора-два года на рынок начнут выходить значительные объёмы СПГ, что может привести к избытку на рынке и падению спотовых цен. С одной стороны, спотовые цены уже давно являются важным индикатором рынка. С другой стороны, большинство производителей по-прежнему значительную часть от производства (особенно для новых заводов) контрактуют по долгосрочным договорам, где ценообразование обычно не связано со спотовыми котировками. Нет ли здесь противоречия? Не будем оставлять «разгадку» на потом: противоречия здесь нет, так как на рынке важную роль играют трейдеры, «связывающие» своими контрактами эти два полюса рынка. Но в любом случае, в этой истории есть, что обсудить.
Итак, в первом, а скорее даже в нулевом приближении, переизбыток на рынке не сильно заботит производителей СПГ. Высокая доля долгосрочных контрактов оказывается основным способом для производителя защитить свои доходы. Не случайно, американские проекты СПГ принимают инвестрешение, когда законтрактовано свыше 80% всех объёмов, а правило «сжижай-или-плати» (за использование мощностей) позволяет окупать инвестиции в завод СПГ, даже если он простаивает. В других регионах мира ценовым ориентиром долгосрочного контракта часто является нефтяная котировка, считается что риск существенного и продолжительного снижения нефтяных цен — невелик.

Подробнее по ссылке: https://gasandmoney.ru/glavnoe/spotovyj-rynok-spg-novaya-norma-ili-fenomen-vysokih-czen/

👆Написал для G&M немного рассуждений (впрочем, цифры и графики тоже присутствуют) про спотовый рынок СПГ. С одной стороны, эти цены уже серьёзно влияют на весь рынок. С другой стороны, спотовые объёмы во многом сконцентрированы у трейдеров, которые изначально покупают этот СПГ у производителей по долгосрочному контракту. Трейдеры рискнули, и удача улыбнулась им — на рынке дефицит и «спот» дорог. Но впереди вероятный избыток предложения, спотовые цены могут упасть. Захотят ли трейдеры оставить эти объёмы у себя? Или будут пристраивать по долгосрочным контрактам? И если да, найдутся ли покупатели?

Интересное преломление давней европейской истории «хотим СПГ, но не хотим ничего ( т.е. долгосрочный контракт) обещать». Блумберг сообщает, что вскоре начинается бронирование мощностей в новых немецких терминалах по регазификации.
И регулятор хочет, чтобы 50% от всего бронирования сопровождалось условием обязательной поставки.

Понять европейцев можно — регазификация самый дешёвый элемент в цепочке поставки газа в виде СПГ, это около 20 долларов за тысячу кубометров. Поэтому минимальные отклонения цены в пользу других рынков позволяют трейдеру просто списать эти затраты, продав СПГ, к примеру, в АТР.

Но так как речь, вероятно, идёт о спотовом СПГ, то подписываясь на такие обязательства по использованию терминала, поставщик СПГ фактически обязуется и продать СПГ по биржевым ценам, а какими они будут в момент поставки, в настоящий момент определить невозможно. Получается ненужный риск.

Конечно, если трейдеры уверены, что зимой в Европе СПГ опять будет дороже, чем везде, то почему бы и не гарантировать себе местечко для регазификации. Но тогда бы и немецкий регулятор не переживал о возможном недоиспользовании терминала.
Словом, денег на то, что Германии удастся провести аукцион по регазификационным мощностям с подобным обременением, я бы точно не поставил. Следим дальше.
https://www.bnnbloomberg.ca/germany-seeks-to-lock-in-lng-supply-to-avoid-trader-diversions-1.1976476

Немного наблюдений/рассуждений про российский разворот от Запада к Востоку и ESG (условно, т.н. "зелёная повестка"). В различных источниках читаю, что, мол, несмотря на разворот, ESG-тренд остаётся актуальным, т. к. тот же Китай уделяет этому процессу существенное внимание.
Разница лишь в акцентах.
Критики ESG считают, что это ошибка КНР, которую не нужно повторять.
Сторонники ESG напротив, указывают, что от процесса никуда не деться, т. к. что Запад, что Восток — все идут в этом направлении, а значит и нам нужно не забывать.
(Оба мнения сильно упрощаю — просто чтобы не удлинять пост точным описанием).

На мой взгляд, всё немного по другому — и в первую очередь потому, что и сторонники, и противники часто рассматривают зелёную историю, как единое целое — и либо всё считают негативом («пузырём», проектами с отрицательной энергорентабельностью и прочее), либо же, соответственно наоборот - единственной возможностью человечества уберечься от глобального потепления изменения климата.

Но всё же тут нужно разделять вопросы самообеспечения энергией (ВИЭ), и вопросы связанные исключительно со снижением углеродных выбросов. Понятно, что здесь много взаимосвязей, так как второе очень часто используется для того, чтобы улучшить экономику первого, и тем не менее.

И даже водородная энергетика, (к которой, кстати, всегда относился критично, и которая пока по-прежнему не становится game-changer’ом), - это по-большому счёту в первую очередь попытка ответа на проблему хранения энергии ВИЭ.

Собственно, если мы попытаемся разделить ESG на 2 части (самообеспечение энергией и борьба с выбросами углекислоты), то разница будет значительная.

Китай отлично решает свои проблемы энергодефицита за счёт ветряков и солнечных панелей. А как красиво решается вопрос с электромобилями (и здесь главное — отказ от жидких моторных топлив, где растущая зависимость от импорта — это уже близко к вопросам геополитики) — это отдельная история. Взяв на вооружение все западные тренды, Китай решает не только свои вопросы энергобезопасности, но и создаёт мощную экспортную индустрию.

Так или иначе, в сухом остатке — нужно ли нам, как стране с высокой доле сырьевого экспорта, обязательно следовать в ESG-тренде или «по желанию» и в тех сегментах, где мы видим для себя интерес? Единственное за чем нужно следить — это за азиатскими аналогами ТУР — трансграничного углеродного налога (точнее — просто углеродного налога на своё производство, но для импорта подключается трансграничный налог — чтобы синхронизировать нагрузку). Напомню, что ещё в 2021 году этой теме у нас уделялось много внимания (на фоне скорого ТУР в ЕС), кроме того обсуждались и проекты CCS (улавливание и хранение углерода), как способ снижать выбросы (и продавать эти углеродные единицы). В основном риски были для стали, удобрений, нефтехимии. (нефтегаз на первом этапе выведен из под ТУР). Сейчас весь этот экспорт переориентирован за пределы Европы.

Да, углеродный налог, как отмечал выше, может просто использоваться для того, чтобы повысить конкурентоспособность продукции с использованием ВИЭ/хранения, а не для того, чтобы «идеологически» снижать углеродные выбросы.
Но когда в КНР, с одной стороны, уже очень низкая себестоимость «ветра/солнца», а с другой стороны, огромная преогромная угольная энергетика (которую потенциальный серьёзный углеродный налог сразу угробит), ожидать каких-то серьёзных программ на этот счёт (за исключением формальностей для диалога с Западом) всё же бы не стал.

К вопросу о поставках российского газа в Узбекистан (пока договорились о 2,8 млрд куб.м в год). Да, история давно готовилась и вполне ожидаемая. Основное здесь — снижение собственной добычи в Узбекистане, напомню, что прошлой зимой, которая временами оказалась на удивление холодной, были заметные трудности. Но главное, что Узбекистан по-прежнему экспортирует небольшие объёмы газа в КНР (объёмы примерно соответствуют новым российским поставкам) .
То есть, российские поставки — по крайней мере до тех пока экспорт в Китай не прекращается - это для Узбекистана в первую очередь возможность поддержать свои объёмы экспорта в КНР на фоне падающей собственной добычи и хорошего внутреннего спроса.

Отсюда вытекает главный вопрос — цена поставок газа в Узбекистан. Конкретики тут не встречал, но вопрос цен традиционно не афишируется в подобных договорах. В теории, она могла бы быть не очень высокой, «дружественной». Но т. к. эти поставки по сути связаны с экспортом самого Узбекистана (который сам добывает немало — немногим менее 50 млрд куб.м в год), то по хорошему и цена газа также должна быть привязана к нефтяным ценам, пусть и с определённой скидкой за «транзитную историю». Напомню, что цены экспорта среднеазиатского газа в Китай имеют «нефтяную» привязку, но несколько выше, чем цены российских («Сила Сибири») поставок. Следим дальше. Может быть что-то появится из таможенной статистики или других источников. И конечно, интересно сравнивать теперь объём росс. поставок в Узбекистан/объём узбекских поставок в КНР. Ранее, на фоне дефицита и до появления возможности получать российский газ, в Узбекистане заявляли о планах к 2025 году вообще отказаться от экспорта в КНР.

К сегодняшней новости, что газопровод из Ленинградской области до Мурманска будет строить «Новатэк», а не «Газпром». При этом, труба будет использоваться не только для доставки газа на будущий завод СПГ, но и для газификации самого региона (30 млрд на СПГ, 10 млрд — на газификацию региона). Прецедент строительства и, вероятно, будущего владения, региональным магистральным газопроводом (хотя формально это газопровод-отвод, чтобы не нарушалось законодательство) за периметром «Газпрома» (если оставить за скобками проект на особых условиях СРП «Сахалин-2», хотя сейчас и там «Газпром» контролирующий акционер). Почему такое решение принято можно только догадываться. Некоторые рассуждения на этот счёт.
1. Вероятно, одна из причин - непростое экономическое положение самого «Газпрома», который потратит крупные суммы на «Силу Сибири -2».
2. Да, у нас появляется крупный газопровод за периметром газовой монополии, но это одновременно уменьшает вероятность выделения всей газотранспортной системы в отдельную компанию, о чём разговоры идут не первый год. Скорее мы идём к американской модели, где разными газопроводами могут владеть разные компании, часто под свои нужды.
3. Но даже в такой модели всё это ещё больше актуализирует вопросы недискриминационного доступа третьих лиц.
4. Для «Новатэка» на мой взгляд это не очень уж позитив, в первую очередь — это дополнительный CAPEX, который, к тому же, вероятно, не «зашьёшь» в проект «Мурманского СПГ», т. е. не разделишь с будущими зарубежными акционерами. Однако, своя труба — это переход в «другую лигу».
5. Когда проект «Мурманский СПГ» только был анонсирован, допускалось, что газ для сжижения может быть газпромовский. Уже в июне сообщалось, что газ будет из месторождений «Новатэка» на юге полуострова Гыдан.
6. Значит остаются под обсуждением два участка трубы.
Во-первых основной, «главный» участок из региона Ямала/Гыдана до Ленинградской области— вероятно это будут мощности, которые ранее предполагалось использовать для подачи газа в Северные потоки (т. е. вход в районе полуострова Ямал, т.н. система газопроводов "Бованенково-Ухта-Торжок"). Тут тоже можно ожидать дискуссию с "Газпромом" о тарифе. Тариф очень критичен для конечной себестоимости газа для сжижения (в общем случае, схема длинная труба+завод СПГ не очень рентабельна). С другой стороны, трубы всё равно простаивают и других источников их наполнения пока нет.
Второй участок - в любом случае нужен газопровод от месторождений «Новатэка» до «главной трубы» (Ямал-Ленинградская область) - не удивлюсь если его тоже будет строить «Новатэк». (В теории возможны какие-то свопы, и сдача газа "Новатэка" в другой точке, так как вместе с лишними газопроводами в Бованенково есть и лишний газ). Следим дальше.

Вдогонку ко вчерашнему посту — позже вечером Ъ написал, что после постройки газопровода «Новатэк» продаст его в рассрочку «Газпрому» и будет платить тариф за прокачку газа. Официальных сообщений или комментариев компаний при этом не было. В любом случае до реализации этой схемы, если она действительно реализуется, — минимум 4 года.
Такой вариант выглядит ещё менее удобным для «Новатэка», за исключением двух моментов.
Во-первых, в конечном счёте экономика этой истории будет зависеть от условий — как размера тарифа на прокачку, так и объёма платежей/сроков рассрочки, которые будет выплачивать «Газпром».
Во-вторых, и главных. Очевидно, «Новатэк» попытается построить газопровод дешевле, чем его мог бы построить «Газпром» , и контроль над этими расходами — в любом случае в плюс «Новатэку», как основному плательщику будущего тарифа на транспортировку.
В материале приводятся и оценки стоимости газопровода — 400-800 млрд рублей. Возможно, «Новатэку» удастся построить дешевле старых оценок, но с другой стороны и инфляция последние годы немаленькая. По верхней границе, стоимость газопровода по оценке комментатора транслируется в тариф на прокачку в 2000 рублей за тысячу кубов (выглядит логично, это окупаемость за 10 лет без учёта стоимости денег или ближе к 20 годам с соответствующим дисконтированием). 2000 рублей за тысячу кубов = 20 долларов за тысячу кубов. Если принять эту сумму за данность. сразу добавляем 20 долларов к конечной себестоимости будущего СПГ. Немного, но это лишь транспортировка на одном, не самом длинном, участке. https://www.kommersant.ru/doc/6267915

Добрался просмотреть (350 стр, так что по настоящему не прочтёшь, конечно) новый прогноз мировой энергетики от МЭА. Прогнозы на ископаемые топлива рисуют достаточно скептические, даже для наименее зелёного сценария STEPS. Далее всё о нём, на два других сценария можно не смотреть, маловероятно, что они реализуются. Но если реализуется даже STEPS, газовому рынку будет непросто.

Но сначала нефть. Если совсем грубо — потребление прогнозируется на плюс-минус текущих уровнях «100 млн б/д» вплоть до 2050 года (102 млн б/д максимум к концу десятилетия, дальше совсем слегка вниз). Это кстати скорее позитив — ведь многие любят писать что к 2050 году нефть особо будет и не нужна. Разбивка по типам добычи — опять же грубо — также примерно на текущих уровнях. Для нас важно , что «сланца» они ожидают в 2050 году только на 10% меньше, чем сейчас. Соответственно и цены также плюс-минус сегодняшние в реальном выражении.

Но главное: газ — они кардинально пересмотрели прогноз роста после событий 2022 года. Если всегда газ рассматривался как переходное топливо с потенциалом роста, то сейчас там если не «флэт», то почти флэт. Цены, соответственно, невысокие.
Яркий пример очень консервативных оценок по газу: к 2030 году прирост спроса (суммарного на газ в мире) ожидается меньше, чем даже строящиеся заводы СПГ (хотя к 2030 году их и добавят ещё некоторое количество).

По углю также прямо отвесное падение во всех сценариях после нынешних максимумов. Соответственно, всё это компенсируется более быстрым ростом ВИЭ, в первую очередь «солнца», которое растёт очень быстро, а старые прогнозы пересматриваются всё время в сторону повышения.

Некоторые картинки прилагаю постом выше.

P.S. Да, прекрасно понимаю, что МЭА отражает «хотелки» импортёров, что идея самосбывающегося прогноза хоть и спорная, но популярная, и что прогноз это только прогноз. И что прогноз по типу «пик угля — в этом году», да и аналогично про пик нефти (особенно в ковид) мы видим много лет. Но заявка на очень скорый пик ископаемых топлив от крупнейшей организации — как минимум повод обратить внимание. Или зафиксировать, для рубрики #вотипосмотрим.

В принципе, для нефти всё выглядит неплохо. Про уголь — слишком пессимистично, но для нас не особо критично.
А вот газ, повторюсь — большой риск для будущих рынков нового российского СПГ в 2035+ годах в больших объёмах (кое-что будет раньше, но далеко не всё, что в планах), если относиться к этому прогнозу серьёзно.
https://iea.blob.core.windows.net/assets/2b0ded44-6a47-495b-96d9-2fac0ac735a8/WorldEnergyOutlook2023.pdf

Хорошую шпаргалку по проектам/заводам СПГ в США подготовил Platts. Там конечно, всего стало так много, что полностью удерживать в голове это всё уже решительно невозможно.

Планов у них громадьё, даже если не всё реализуется, много чего построят к дополнение к строящемся. Это ещё большее давление на рынок газа/СПГ.

Строго говоря, если верить прогнозам МЭА по глобальному спросу на газ (предыдущий пост, вкратце - совсем минимальный рост спроса), то можно уже сидеть и не дёргаться.

Но всё-таки есть шанс на ограниченный газовый век, КНР например удваивает мощности по приёму СПГ со 100 до 200 млн т только за ближайшие 2-3 года не просто так.

Тем не менее, просто не будет. Про «Арктик СПГ 2» помощник госсекретаря уже прямо сказал, что США намерены «задушить» проект. Очевидно, что с остальными новыми проектами будет то же самое, просто пока толком не к чему прикладывать санкции.

На таком фоне с большой вероятностью и о частичном восстановлении экспорта сетевого газа в ЕС можно забыть даже в случае какой-либо нормализации отношений.

Одновременно, Катар начал стремительно доконтрактовывать СПГ со своих строящихся заводов. Напомню, США в обязательном порядке контрактуют почти всё, перед тем как начать строить. Т.е. когда мы со своими СПГ-проектами выйдем на какой-то осмысленный этап, сможем ли мы это всё законтрактовать? А сейчас строить без контрактов уже точно рискованно.

Какие выводы для нас? Разговор долгий, но если в общем: минимум ненужного прожектёрства, максимум трезвого взгляда на вещи. Прилагать усилия там, где это действительно может окупиться.

И, кстати, недавно вышла статья двух уважаемых авторов (скорее из «старой гвардии», но при этом очень трезво смотрящие на происходящие изменения). В деталях можно поспорить, но в целом всячески рекомендуется к прочтению. Про Арктику и Севморпуть, но и не только, там и про энергопереход и много чего интересного. В статье, собственно прямо говорится, что мол, те или иные официальные лица стеснены обстоятельствами, но кто-то же должен сказать о возможных рисках.

Сколько СПГ будет произведено у нас в стране по итогам года? В прошлом году это было 33 млн т. В этом — на мой взгляд, на уровне 32 млн т. (точные цифры до десятых разнятся в разной статистике, кроме того, где-то учитывается производство, где-то экспорт, а здесь тоже может быть небольшой лаг за счёт хранения).

Грубый подсчёт для понимания динамики — и на «Ямал СПГ» и на «Сахалине-2» были ремонты, в результате каждый завод недосчитается около 1 млн т СПГ.
В плюс — новый завод «Портовая СПГ» на 1.5 млн т. Но он заработал в сентябре прошлого года. Соответственно, прирост в этом году по сравнению с прошлым — примерно 1 млн т.
Итого 33-1-1+1=32 млн т.
Любопытно, что на «Сахалин-2» уже началось «старение месторождения», т. е. проблемы с сырьевым газом, хотя в следующем году и в ближайшие годы всё равно обещают выйти на показатели 2022 года.

А что нас ждёт в 2024 году? Возврат к норме (32+1+1=34 млн т) действующих заводов.
Плюс первая линия Арктик СПГ-2. 6,6 млн т. Если запуск в январе и сколько то месяцев на раскачку, 3-4 млн т уже вполне может дать. Итого, 37-38 млн т. (Справочно: глобальное производство в 2024 году - 400 с хорошим плюсом). Но тут, конечно, скрещиваем пальцы.

По поводу недавней статьи колумниста Блумберг Х.Бласа о том, как всё плохо в европейском химпроме. И виной тому дорогой газ. В принципе, всё так и есть, но вот что хотелось бы отметить для чистоты понимания.

1. Газ может быть как сырьём для хим.промышленности, так и источником энергии для неё.
Газ-сырьё — классический пример — производства аммиака. Но последнее время цены на аммиак «ходят» примерно за ценами на газ. Конечно, есть затраты на производство, в каждом конкретном случае нужно считать точнее. Но в целом затраты на дорогое сырьё можно переложить на покупателя конечной продукции.

2. Тот пример, что описывается в колонке блумберг — он про классическую нефтехимию. Где сырьё — нафта (лёгкая нефть), превращается в этилен, который потом превращается в полиэтилен и другие продукты. А газ является источником энергии . Конечно, подорожавший газ увеличивает расходы на процесс пиролиза.

Но суммарно там достаточно сложная экономика. На одной чаше весов — котировки условно полиэтилена или другого продукта. На второй — все аспекты себестоимости — среди которых — стоимость сырья, операционные затраты (в т.ч. на энергию), транспорт, и амортизация оборудования.

Сырьё — нафта (по сути нефть по ценам), как правило дороже этана, наиболее удобного и дешёвого для пиролиза сырья. Но исторически европейские заводы работают на нафте, и эта проблема была всегда, просто дорогой газ лишь добил плохую экономику процесса.
Лишнего и дешевого этана сейчас много в США. С другой стороны, в Европе оборудование самортизировано, а в Штатах новые заводы (понятно, что на операционную себестоимость это не влияет, но равновесная цена на рынке должна учитывать амортизацию новых заводов).
Доставка тоже влияет на цены — поэтому окажется неудивительным, если для внутреннего рынка работать в ЕС удаётся, а для внешних уже неконкурентоспособны.
В общем, деталей здесь много. Но главное, что нафта стала невыгодным сырьём для нефтехимии после появление дешевого этана и развития пиролизов на этане и пропан-бутане.

В любом случае, для США эта ситуация дублирует историю с газом/СПГ. Также как и с СПГ, которого сейчас у США много, и его нужно куда-то пристраивать часто нерыночными методами, у них много и лишнего этана, много нефтехимических производств на его базе. И снижение производства у конкурентов очень кстати.

Но есть и отличие - здесь будут качели — чем больше США производят СПГ, тем ниже глобальные цены на газ, и тем легче европейской нефтехимии (да и прочей промышленности) попробовать восстановиться. Следим дальше.

P.S. Последнее время за нефтегазохимией слежу скорее по касательной, так что уточнения приветствуются.

Нефть опять слегка провалилась, как справедливо замечают коллеги, в том числе из-за путаницы в трактовке новых формулировок по сокращению добычи ОПЕК+.
Пусть даже сокращение будет меньше анонсированных (по максимуму было объявлено вообще о 2+ млн б/д), но оно всё-таки будет. И такая реакция в нефти. По некоторым оценкам, реальное сокращение — 0,9 б/д.

Но сказать хочу о другом, хотя наверное не всем это понравится.
Через несколько дней полуформальное объединение ОПЕК+ отмечает своё 7летие.
Все эти годы часто одни и те же люди одновременно:

(1) рассказывают про многолетнее недоинвестирование в нефть, что должно привести к дефициту
(2) при этом переживают об очередном продлении сделки ОПЕК+ по самоограничению добычи
(3) как правило, заодно, говорят о проблемах сланцевой добычи.

Банально: но в основном постоянная, годами, недооценка «сланца» привела к текущей ситуации (ровно как и в газе/СПГ). Справочно: — только с лета добыча нефти в США: +1 б/д — картинка в первом комменте) — кстати примерно на уровень очередного реального сокращения ОПЕК+.

Нарочно немного сгущаю краски, да по каждому пункту есть и здравые аргументы, и даже можно объяснить, если постараться, почему эти пункты не противоречат друг другу. И даже каком-то небольшом смысле, это и самокритика — хотя от скепсиса по сланцам избавился уже лет 10 назад (традиционное спасибо за раннее осознание проблемы — В.Лактюшкину, с которым в тот период у нас вышло несколько совместных материалов по теме). Да, сейчас в сланцах подросла себестоимость, но, судя по динамике, пока добытчиков всё устраивает.

По факту, сейчас у нас 7 лет ОПЕК+, и 9-10 лет суммарному кризису постоянного нависания (и - на дистанции - разумеется роста) сланцевой добычи, на фоне умеренного роста глобального спроса в нефти. Да, на эти годы пришёлся ковид — хорошее объяснение, и тем не менее. Тем более, что ковид затормозил и предложение (те же сланцы временно теряли 4 б/д, и только сейчас, кстати, суммарная добыча США вышла на доковидный уровень) — и из-за упавших цен, и из-за локдаунов.
И даже, если в результате в нефти будет дефицит и «ракета» в ценах (что совсем не факт), тайминг не менее важен.
Колоссальное количество решений, уж точно в нефтегазовой отрасли, а где-то и в целом по стране можно было бы осуществить по другому, если хотя бы в 2014-2015 году осознать, что сланцы — это всерьёз и надолго. Как выглядела картина, если бы ОПЕК+ в какой-то момент бы не собралась или развалилась - лучше вообще не думать.
Выводы на будущее каждый может сделать сам. Для меня главный вывод тот же, что упоминал ранее чуть по другому поводу: главное — это меньше прожектёрства и не выдавать желаемое за действительное.

«Новатэк» планирует этой зимой запустить тестовые (вероятно) проводки СПГ по Севморпути в восточном направлении. Теперь понятно, откуда шли заявления некоторых оф. лиц о том, что круглогодичное движение по СМП уже совсем скоро. Но значительных объёмов пока здесь бы не ждал. В материале Ъ всё по делу, есть там и мой комментарий. Самое главное из коммента вынесу сюда:

«...тестовые отправки позволят оценить экономику ледокольной проводки, в том числе на практике проверить, возможна ли проводка каравана из нескольких танкеров одним атомным ледоколом, от чего будет критически зависеть конечная цена транспортировки СПГ на восток».