Energy Markets. Страница 10
2416
@energymarkets
Экспертный канал для профессионалов и любителей энергетической отрасли - новости и аналитика на двух языках. Energy Markets News and Analysis. Russian or English. Feel free to join!
-
Energy Markets
Объемы морского экспорта нефти из России показали рекордное восстановление после резкой "просадки" в декабре Данные по движению танкеров, которые независимо друг от друга приводят Bloomberg и Reuters, показывают, что после почти двукратного спада в середине декабря, морской экспорт российской нефти к середине января (т.е. всего за месяц!) восстановился до 3,7-3,8 млн барр./сут., что соответствует показателям апреля 2022 года. Основной прирост экспорта наблюдается на Балтике (+626 тыс. барр./сут. по сравнению с первой неделей января). Поставки из Черного моря и Тихоокеанских портов также расширились. Быстрое восстановление экспорта поддерживает уровень добычи нефти в России на относительно стабильном уровне, который наблюдался и в октябре-декабре 2022 г. на уровне 10,9 млн барр./сут. Таким образом, объемы экспорта российской нефти оказались практически невосприимчивы к принятым санкционным ограничениям в отличие от существенно снизившейся "видимой" цены на российскую нефть. И главная задача на сегодня - работать над снижением уровня "видимого" дисконта на российскую нефть. И в этом вопросе очень важна позиция российских властей, которые должны стимулировать российские нефтяные компании к этому, поскольку в текущих условиях "видимый" высокий дисконт на российскую нефть может быть в том числе и способом оптимизации налоговой нагрузки на российский нефтяной бизнес. -
Energy Markets
"Видимая" динамика цен на Urals показывает сохранение серьезного дисконта к цене Brent После введения эмбарго на импорт российской нефти и потолка цен, котировки Urals (FOB Приморск) сократились до среднего диапазона $43-46/барр. При этом в начале января цена Urals опускалась ниже $40/барр. на что указывали и Bloomberg (со ссылкой на данные Argus) и Reuters (со ссылкой на данные Kortes). Мы полагаем, что это было связано, в первую очередь, со снижением мировых цен на нефть в этот период. Впоследствии цена Brent восстановилась, что обеспечило и возврат котировок FOB Urals к $45-46/барр. как в Новороссийске, так и в Приморске. При этом цена FOB ESPO (нефть сорта ВСТО, поставляемая в Азию, главным образом, по трубе в Китай) продолжает торговаться без какого-либо существенного дисконта к цене Brent. Таким образом, после введения эмбарго разница в цене FOB Urals и Dated Brent выросла с $26/барр. до $37/барр. Рост дисконта, вероятно, связан с ростом стоимости фрахта до конечного потребителя. Во-первых, эмбарго ЕС привело к гораздо более длительным рейсам танкеров: в среднем 31 день из балтийских портов в Индию, по сравнению с семью днями из тех же терминалов в Роттердам и 3-4 дня в Польшу. Во-вторых, рост дисконта – это плата за риски, которые испытывают перевозчики и контрагенты российских нефтяных компаний относительно возможных санкций западных стран. Однако речь идет, очевидно, о "видимой" динамике цен, которая может не в полной мере отражать реальную ситуацию с ценами фактической продажи российской нефти на мировом рынке, где растет доля ее продаж небольшим и средним трейдерам, которые могут выступать в качестве посредников при перепродаже российской нефти конечным покупателям. Другими словами, возможно имеет место перераспределение маржи между участниками рынка в рамках удлинившихся цепочек продажи российской нефти конечным покупателям. А вот кто может зарабатывать на этом - большой вопрос... -
Energy Markets
Опубликованы предварительные данные о развитии электроэнергетики Китая в 2022 году. В прошлом году в КНР были введены в строй солнечные и ветровые электростанции общей мощностью более 125 гигаватт (ГВт). Установленная мощность солнечной и ветровой генерации достигла 758 ГВт. renen.ru/ustanov…m-2022-g -
Реклама
-
Energy Markets
Южная Корея повысила цель развития атомной энергетики. Министерство торговли, промышленности и энергетики Южной Кореи (MOTIE) опубликовало 10-й базовый план развития электроэнергетики. В нём, как и ожидалось, повышены цели развития атомной энергетики. Её доля в выработке электроэнергии должна составить 32,4% в 2030 году и 34,6% в 2036 году (в 2018 году: 23,4%). Целевая доля возобновляемых источников энергии в общем объеме производства электроэнергии установлена на уровне 21,6% в 2030 году и 30,6% в 2036 году (в 2018 году: 6,2%). Подробнее: renen.ru/yuzhnay…ergetiki -
Energy Markets
Будет ли нефть в дефиците? EIA в январе продлило свой прогноз до 2024 г. на цену нефти марки Brent. После роста в прошлом году на 43% до $101/б, в текущем её значение составит $83, в следующем - $78. Снижающийся тренд будет вызван небольшим профицитом рынка нефти на уровне 0,6 мбс в оба предстоящих года. На мой взгляд, у EIA традиционно присутствует разногласие между ценой и балансом рынка, несмотря на все мои попытки достучаться до американских аналитиков. Я даже статью на английском написал. Для того, чтобы прогноз США сбылся, из баланса рынка надо убрать 1,5 мбс нефти, что приведёт его в более свойственное состояние небольшого дефицита в 0,9 мбс. Так как мне не очень верится в цену в $55 к концу текущего года, то предположу, что действия ОПЕК+ и недопроизводство в США всё-таки обеспечат дефицит на рынке в текущем году. 
-
Energy Markets
В 2022 году в Индии было добавлено около 13956 мегаватт (МВт) мощностей солнечной энергетики и 1847 МВт ветровой. Это рекордный прирост солнечной энергетики за всю историю. Установленная мощность ВИЭ (не считая крупных ГЭС) в Индии достигла 120,85 ГВт. Доля солнечной энергетики в этой мощности составляет примерно 52%. Опубликованные индийские цифры соответствуют мировой тенденции быстрого роста солнечной энергетики и подтверждают, что страны БРИКС уверенно занимают лидирующую позицию в области возобновляемых источников энергии. renen.ru/v-2022-…stantsij -
Energy Markets
Останется ли США основным источником прироста мировой добычи нефти? Как известно, «сланцевая» революция в США в 2012-2019 гг. существенно повлияла на структуру мирового предложения жидких углеводородов (ЖУВ), фактически, обеспечив почти 80% прироста мирового предложения ЖУВ в этот период. Динамику развития сланцевой нефтедобычи в США можно условно разделить на несколько этапов: 1. Первая волна роста сланцевой добычи (1 кв. 2012 г. - 1 кв. 2015 г.). Добыча ЖУВ в США выросла с 9,8 до 14,9 млн барр./сут. В сочетании с ростом добычи в странах ОПЕК в 3 кв. 2014 - 2 кв. 2015 гг. это привело к значительному профициту ЖУВ на мировом рынке и рекордному падению цен на нефть. 2. Прекращение роста добычи ЖУВ в США в условиях рекордно низких цен на нефть (2 кв. 2015 г. – 1 кв. 2017 г.). Снижение добычи сланцевой нефти на 0,8 млн барр./сут. было компенсировано ростом добычи иных жидких фракций углеводородов (ШФЛУ, NGL) в США. 3. Вторая волна роста сланцевой добычи (2 кв. 2017 г. – 1 кв. 2020 г.). После начала действия Соглашения ОПЕК+ в январе 2017 г. прирост предложения нефти со стороны стран-участниц Соглашения ОПЕК+ практически прекратился. Это позволило снизить уровень профицита нефти на рынке и обеспечить постепенный рост мировых цен на нефть, что вернуло сланцевую добычу в США на траекторию роста и вновь сделало США ключевым поставщиком дополнительной объемов нефти на мировой рынок. 4. Резкий спад добычи нефти из-за пандемии COVID-19 (2 кв. 2020 г. – 1 кв. 2021 г.). Добыча ЖУВ в США во 2 кв. 2020 г. сократилась на 2,2 млн барр./сут (к/к) и держалась на уровне 10,7-10,9 млн барр./сут. вплоть до 2 кв. 2021 г. 5. Постпандемийное восстановление добычи (2 кв. 2021 г. – н.в.). Добыча ЖУВ в США восстанавливается более медленными темпами, чем в странах ОПЕК+, в т.ч. из-за того, что страны ОПЕК+ показали рекордное сокращение добычи во время локдаунов и, как следствие, имели более низкую базу для последующего восстановления добычи. Таким образом, сланцевая отрасль США после 2020 г. перестала быть основным драйвером роста предложения нефти на мировом рынке, главным образом, из-за замедления роста добычи ЖУВ в стране и перехода сланцевой индустрии в зрелую стадию своего развития, по сравнению с первой (2012-14 гг.) и второй (2017-19 гг.) волнами развития сланцевой нефтедобычи в США, когда спад в период низких цен был минимальным, а восстановление добычи - более активным. Это создает значительный вызов для мировой нефтяной отрасли, учитывая прежнюю роль США в структуре мирового прироста предложения нефти. -
Energy Markets
В Китае доля электромобилей в продажах легковых машин достигла 27,8% в 2022 году. В 2021 году она составляла 16,4%, в 2020 году 6,8%. Мы наблюдаем быстрое изменение структуры продаж автомобилей в КНР и опережающий рост продаж электрических машин, как в легковом, так и в коммерческом сегменте. Это соответствует мировой тенденции электрификации автотранспорта. При этом важно подчеркнуть особую роль КНР, как крупнейшего автомобильного рынка и также крупнейшего производителя электрических авто в мире. renen.ru/v-knr-d…v-2022-g -
Energy Markets
Несколько слов об ожидаемом балансе мирового рынка нефти в 2023 году Прогнозные балансы мирового рынка жидких углеводородов (ЖУВ) на 2023 г., подготовленные ведущими энергетическими агентствами и инвестиционными банками, существенно расходятся между собой (особенно сильно для 3-4 кв. 2023 г.): от +0,2 млн барр./сут. (EIA) до -0,8 млн барр./сут. (Goldman Sachs, Morgan Stanley, Credit Suisse). Такое расхождение вызвано значительным количеством факторов неопределённости, которые могут сместить баланс мирового рынка ЖУВ, в первую очередь, в сторону дефицита предложения, а именно: - Темпы восстановления спроса на нефтепродукты в мировом авиасекторе. Мировой спрос на авиатопливо в 4 кв. 2022 г. все еще ниже допандемийного уровня на 2 млн барр./сут. - Степень ослабления ковидных локдаунов в Китае. Из-за сильных вспышек COVID-19 в ноябре спрос на ЖУВ в КНР был на 1 млн барр./сут. ниже, чем в 2020-21 гг. - Влияние эмбарго ЕС на экспорт нефти и нефтепродуктов из России. В октябре-ноябре 2022 гг. Россия все еще поставляла в Европу около 2,3 млн барр./сут. нефти и нефтепродуктов. Скорость перенаправления этих объемов на альтернативные рынки будет важным фактором, влияющим на доступность ЖУВ для импортеров. - Постепенное окончание распродажи нефти из стратегического нефтяного резерва США (SPR). Так, если в середине 2022 г. объем ежедневных продаж нефти из SPR был на уровне 1 млн барр., то к началу декабря 2022 г. он сократился до 0,2-0,4 млн барр./сут. - Инфляция затрат в нефтегазовом секторе при низком росте капиталовложений. - Выполнение текущего решения ОПЕК+ о сокращении добычи нефти на 2 млн барр./сут. с ноября 2022 г. и возможные решения ОПЕК+ в 2023 г. Участники Соглашения ОПЕК+ продолжают придерживаться политики поддержания относительно высоких и устойчивых цен на нефть, сохраняя рычаги влияния на уровень мирового предложения нефти, который может снова спровоцировать возникновение дефицита на мировом рынке ЖУВ. - Темпы роста добычи нефти в США. В 2021-22 гг. в сланцевой отрасли США произошли существенные изменения, которые привели к снижению ожидаемых темпов роста добычи, несмотря на высокий уровень мировых цен на нефть. Однако пока неясно, насколько эти изменения окажутся устойчивыми. -
Energy Markets
Не так уж и часто бывают хорошие вводные для повышенной вероятности движения цены на нефть в одну сторону. Качественных сетапов такого рода за год наберется, ну скажем три?! По ощущениям, сейчас если не один из них, то очень близко. Во-первых, нынешний год, в отличие от прошедшего, практически во всех доступных прогнозах является околобалансным с точки зрения спроса-предложения по нефти. Цена на нефть ходит около 80 долларов за баррель и по всем метрикам особо дорогой не является (с поправкой на инфляцию). Практически повсеместно завершается восстановительный постковидный рост, кроме Китая, который уже в прошлом декабре импортировал второй по величине объем нефти за всю историю наблюдений. Оценки существуют разные, но полный уход от ковидных ограничений легко добавит 1,5 мбд спроса по году. Внешний туризм уже разрешили, внутренний подскочит под китайский новый год, а далее затишье и плавный выход на траекторию роста. Китай не так давно уже играл важную демпферную роль в обе стороны. В первый раз, когда заливал хранилища по низким ценам летом-осенью 2020 года, оказав этим самым ценам серьезную поддержку. Потом продавая постепенно эти резервы в 2021 году, сократив импорт и не дав ценам улететь вверх. Слабый рост экономики и стагнирующий спрос, на фоне политики нулевой терпимости, привели к невыразительной картине прошлого года. Текущий же год обязан быть позитивным, в том числе за счет отложенного спроса на передвижения. Существенным фактором замедления, если не падения спроса, является ожидаемая рецессия. Это уже привело к массовому пересмотру прогнозов по спросу на этот год. При этом темпы роста ставки ФРС замедляются, далеко не все метрики в США выглядят плохо, инфляция застыла и не падает. Капитал постепенно дорожает. Но рецессия не приходит в первый же месяц, ставкам надо бы отстояться на повышенном уровне, экономика штука достаточно инерционная. Открытие Китая и замедление экономической активности в остальном мире - это противоположные факторы, которые вполне способны частично уравновесить друг друга по итогам года, но есть вопрос рассинхронизации данных процессов. Эффект от первого должен быть ближе по времени. Одновременно завершаются продажи нефти из Стратегического резерва США (SPR). Более того, существует необходимость обратных покупок, что может создать некую поддержку рынку на уровне 70$ за баррель нефти сорта WTI. Продажи из SPR стабилизировали мировой дефицит в прошлом году, но этот инструмент не бесконечный. При этом перспективы сланцевой промышленности США неясны, безудержного роста капекса нет, проблемы прошлого года, типа инфляции сервисов и затыков в цепочках поставок - никуда не делись. Сланцевики перестали массово хеджироваться. Дисциплинированное отношение к затратам и возврат капитала акционерам выглядит как базовая стратегия для основных игроков. При таких вводных рост добычи сланцевой нефти в лучшем случае будет на уровне прошлого года, плавно и относительно равномерно. Но это хотя бы рост. В периметре сделки ОПЕК+, которая активна минимум до конца года, в текущих реалиях расти могут только отдельные страны, серьезно не выполняющие квоты. Преимущественно это нефтедобывающие страны к югу от Сахары, с оффшорной глубоководной добычей и набором собственных проблем. Страны Залива качают по квоте, а РФ больше зависит от возможностей перестройки логистических цепочек из-за эмбарго. Пока что это удается, в том числе, за счет приличных ценовых дисконтов. На расшивку может уйти какое-то время. Таким образом, большая часть информации хоть и поступает с лагом, но ее вектор понятен. Многое из вышеописанного произойдет в ближайшие недели-месяцы. Все больше на цену влияют факторы второго порядка, как это и бывает в околобалансные годы. Совершенно разные события могут оффсетить друг друга по амплитуде. Угадать главный драйвер сложно, но их совокупность создает, например, неплохой задел для продажи путов (не является массовой инвестиционной рекомендацией). -
Energy Markets
(продолжение) Самый быстрый рейс в сторону КНР - 20 дней, ещё столько же — обратно, плюс 2-5 дня на загрузку и прочие орг.вопросы. Итого — 45 дней за ход, 8 круговых маршрутов за год, и это скорее оптимистичный вариант. Какие-то простои, кроме того 20 дней — это скорее вариант с идеальной ледовой обстановкой. Один танкер за раз может перевести около 75 тыс. т СПГ. Итого, 1 танкер может перевести в восточном направлении всего 600 тыс. т за год (при условной круглогодичной загрузке), что намного меньше, чем расчётные 1,1 млн т мощности на танкер. Понятно, что зимой этот маршрут вообще не работает, но речь о том, что даже летом вывоз всех объёмов на восток был невозможен. Одновременно, если мы представим, что все танкеры работают на доставку или перевалку в Европе, то сроки доставки уменьшаются без малого в два раза. На деле всегда была смесь направлений, даже летом. И когда активен был восточный маршрут (цены в АТР выше), то «Ямал СПГ» даже привлекал с рынка танкеры меньшего ледового класса Arc4 (для западного маршрута), чтобы максимально нарастить экспорт на восток. Сейчас все хотят продавать в Европу, поэтому и проблем таких нет. Переходим к «Арктик СПГ 2». Был заказан 21 танкер. Из них 15 на «Звезде» (2 обещают достроить), 6 на корейской DSME – из них 3 через «Совкомфлот» - это контракт расторгнут, 3 — через японскую MOL (насколько понимаю, он выполняется). Плюс, заказано, оказывается, ещё 8 судов класса Arc4 (видимо чтобы максимально высвободить Arc7 на восток) — 4 на DSME (через MOL), 4 на Samsung Heavy Industries (через NYK Lines и «Совкомфлот»). Про них что-то мало пишут, случайно обнаружил, но отмены контракта вроде пока нет. И самое главное – DSME делает два плавучих хранилища для нового хаба по перевалке на Камчатке. Напомню, что «Новатэк» планирует делать перевалку на Камчатке и в Мурманске, эти планы были давно, всё для экономии судов ледового класса, которые, помимо нынешних проблем с поставками ещё и стоят подороже. Перевалка на Камчатке даёт не очень сильную экономию (раза в 1.5), а вот Мурманск — намного большую (сейчас базовая перевалка идёт на европейских терминалах, в случае дальнейшего движения в АТР, но были пробные перевалки ship-to-ship в Мурманске). Думаю, если гипотетически переваливать в Мурманске все нынешние объёмы, то даже текущие танкеры класса Arc7 будут лишние. То есть, если опять же гипотетически наладить перевалку в Мурманске всех объёмов (не знаю, насколько это возможно по мощностям), то небольшой добавки танкеров хватит, чтобы вывозить СПГ с обоих заводов (тем более, что когда будет вторая и третья линия — пока непонятно). Плюс надеемся на восемь Arc4. Но в таком случае мы решим проблему с дефицитом танкеров ледового класса, но далее все объёмы нужно вывозить обычными газовозами (и брать их возможно с рынка, спотовые цены иногда высоки, да и такой запрос сам по себе увеличивает дефицит танкеров). Проблема возникнет, если ЕС откажется от российского СПГ в какой-то момент, то придётся возить до Азии. Кстати, в таком случае ближние страны (Индия, Пакистан) становятся интересней Китая. Но о развитии СМП, что очень важно для страны, в таком случае придётся забыть. Попробовал накидать всю палитру неопределённостей (на самом деле - часть), думаю «Новатэк» выкрутится, но и в без того дорогую транспортировку уйдёт часть потенциальных прибылей. В целом же, логистика с «Ямал СПГ», а в будущем и с «Арктик СПГ 2» всегда очень сложна, особенно когда цены в АТР и ЕС отличаются не сильно. Нужно оптимизировать массу факторов — соотношение экспорта на восток и на запад, с учётом разных цен, разной скорости движения при различной ледовой обстановке. Да ещё и учитывать интересы всех акционеров. -
Energy Markets
К вопросу о том, что будет с транспортировкой «Новатэка» с новых заводов, если газовозы на «Звезде» не достроят. Скажу сразу, простого ответа нет, но выкрутится возможно удастся, правда, опять же, с потерей рентабельности. Начнём с того, что есть, для понимания общей картины. Для «Ямал СПГ» изначально было заказано 15 танкеров класса Arc7. На 16,5 млн т мощностей, хотя завод работает с превышением, плюс появилась маленькая 4ая линия. Тем не менее, изначально предполагалось — 1 танкер на 1,1 млн т мощности. Но газовозы ходят как в западном, так и в восточном направлении, хотя изначально восточное заявлялось как основное в навигационный сезон по СМП. Тем не менее, давайте посчитаем. (продолжение ниже) Рисунок - «Новатэк». 
-
Energy Markets
Газовая отрасль в горниле (не)рыночных страстей С какими итогами мировые газовые рынки завершили прошлый и встречают новый год? Прошедший год стал по-настоящему шоковым для газового рынка Европы. Насколько быстро ЕС отправится от этого шока и есть ли возможности восстановления сотрудничества с Россией в газовой сфере? Как будут вести себя цены на «голубое топливо» в наступившем году? И, наконец, смогут ли поставки СПГ удовлетворить спрос всех желающих? Ответы на эти вопросы – в авторской колонке заместителя директора Института энергетики и финансов Алексея Белогорьева @@IEFnotes. 
-
Energy Markets
-
Energy Markets
-
Реклама
-
Energy Markets
Правительство Индии утвердило Национальную миссию по зеленому водороду. Она направлена на то, чтобы помочь Индии стать энергонезависимой, декарбонизировать основные сектора экономики и сделать страну «глобальным центром производства, использования и экспорта зеленого водорода и его производных». В результате реализации этой программы к 2030 году должны быть созданы мощности по производству зеленого водорода в объеме не менее 5 млн тонн в год, для чего будет построено примерно 125 ГВт новых мощностей электроэнергетики, работающих на основе возобновляемых источников энергии. renen.ru/pravite…vodorodu -
Energy Markets
China Energy Investment Corp разместила заказ на импорт австралийского угля Австралия была вторым по величине поставщиком угля в Китай до неофициального запрета, который вступил в силу после разрыва дипломатических отношений в 2020 году. Уголь не поставлялся в 2021 и 2022 годах. Япония, Индия и европейские страны выиграли за счет Китая, увеличив импорт из Австралии. По данным консалтинговой компании Kpler, Китай увеличил поставки из Индонезии в 2021 году и из России в 2022 году. Австралийский энергетический уголь более качественный и дорогой. Следовательно, китайские коммунальные предприятия могут быть менее заинтересованы в его покупке. Выход австралийского угля на рынки Китая может снизить цены на коксующийся уголь, которые в настоящее время находятся на более высоком уровне. Profinance 
-
Energy Markets
Согласно информации Национального управления энергетики КНР (NEA), в течение 2023 года Китай планирует ввести в эксплуатацию ветровые и солнечные электростанции общей мощностью 160 ГВт. К концу 2023 г установленная мощность ветроэнергетики должна достигнуть 430 ГВт, а солнечной энергетики 490 ГВт. Для сравнения, атомная энергетика КНР должна вырасти в 2023 году на 2,89 ГВт, а её установленная мощность к концу года достигнет 58,46 ГВт. renen.ru/kitaj-p…023-godu