Существует мнение, что нефтегазовые компании инвестируют в "зелёную энергетику" в тех случаях, когда у них заканчиваются запасы нефти. В недавнем обзоре CMS эта гипотеза проверяется путём нанесения данных на график - по оси абсцисс - объём запасов, по оси ординат - доля инвестиций в ВИЭ от общего CAPEXa. Корреляция действительно существует, хоть и не очень сильная. На краях - с одной стороны испанская Repsol (компания уже провозгласила цель "net zero") с совсем слабыми запасами, с другой стороны - Saudi Aramco и ExxonMobil.
Источник: CMS, "Еnergy Transition: Evolution or Revolution".

Написал по поводу энергоперехода, в контексте трансформации нефтяных компаний от чисто нефти к ВИЭ и прочей новой энергетике. Разумеется сейчас этим аспектом озабочены иностранные, в первую очередь европейские компании, наши - пока по минимуму. Времени лет 20 есть но и трансформация эта очень медленная. Тема последнее время несколько раз поднималась как в СМИ напрямую, так и отраслевых обзорах. Очень многогранная история, сложно всё уместить в колонку. Тем не менее, немного по пунктам.

Сначала немного очевидностей. Отказаться от инвестирования в нефтегаз сейчас невозможно, дефицит будет почти моментальный. В результате, даже самые продвинутые с точки зрения энергоперехода нефтегазовые мейджоры вкладывают в зелень не более 15% от суммарных инвестиций. И даже у таких компаний (например Total) в результате к 2040 году ожидается только 15-20% выручки от "зелени". Про будущее распределение прибылей от разных направлений вопрос остаётся открытым.

Разумеется, есть противопоставление американских и европейских нефтяных ТНК: первые остаются преимущественно в нефтегазе, вторые - больше уходят в "зелень". Но при этом и американские компании (Exxon, Chevron), отказываются от части традиционной добычи в пользу сланца, у которых намного короче инвестцикл. То есть приобретают дополнительную гибкость.

При этом, важно что в нефти (в частности благодаря ОПЕК+) можно ожидать на среднесроке неплохие цены и высокую рентабельность вложений. Доходность вложений в "зелень" традиционно считается ниже (хотя нужно смотреть каждый случай отдельно), так как на фоне энергоперехода ВИЭ рассматривается как более низкорисковая история. В результате, компаниям нужно искать компромисс, чтобы сохранить прибыли.

Отдельная история - газ и СПГ. Хотя напрямую с ВИЭ это не связано, мы видим, что европейские компании (такие как Shell и Total) активно создают свои СПГ-портфели, делаю ставку на этот "переходный" вид топлива. И с учётом непростой ситуации на рынке СПГ, не получится ли так что доходы от "выгодной" нефть ещё многие годы будет компенсировать фин.результаты от дешёвого газа? Всё это риторические вопросы, будущее неизвестно - и даже несмотря на балансирующую роль "ОПЕК+" риски в нефтянке существуют как и недоинвестирования, так и переинвестирования. В любом случае, стратегии разных компаний сильно различаются, интрига кто окажется прав - сохраняется. Некоторые подробности - по ссылке.
https://ria.ru/20200207/1564354189.html

Написал немного про "армагеддон" на газовых рынках. Понятно, что среди причин - "идеальный шторм" - тёплая зима, избыток СПГ на рынке, заполненные из-за ожидания кризиса укр.транзита ПХГ в Европе, и конечно, коронавирус. К этому можно добавить и сверхнизкие цены (1.8 долл. и ниже) на газ в США (причины там всё же внутренние), из-за которых американский экспорт СПГ не останавливается даже при цене СПГ на мировых рынках в $3/млн БТЕ. Хотя, по хорошему - 3 доллара это "справедливая" внутренняя цена в США, чтобы производители могли зарабатывать и не находились в предбанкротном положении, как сейчас.

На этом фоне сверхнизких цен следует помнить, что по-прежнему значительные объёмы СПГ продаются с "нефтяной" ценовой привязкой. И если в январе средняя цена спот на СПГ в АТР была на уровне 4.7 долл, то "нефтяной" СПГ продавался по 9 долл. А это уже прилично и выгодно почти для всех производителей. Конечно, в этих средних цифрах много "старых" контрактов, где привязка к нефти на уровне 0.15 (то есть при нефти 60, цена за СПГ = 9). Но даже для новых контрактах, с привязкой 0.11 нефтяная индексация для производителей СПГ намного приемлемей.
Причины понятны - на нефтяном рынке ОПЕК+ старается защищать ценовые уровни, а на газовом рынке "газовой ОПЕК" не просматривается, но просматриваются ценовые войны.

Таким образом, как мне кажется, самое любопытное сейчас на рынке СПГ - это будет ли продолжаться расширение "спота" в новых контрактах (в русле, казалось бы, понятной тенденции на "независимость" газа от нефти), или же на фоне волатильности в газе и более-менее стабильности в нефти мы увидим всё же для новых контрактов "нефтяную" привязку, пусть и с меньшим коэффициентом привязки, чем раньше.
Показателен пример с "Новатэком". Две относительно старые новости прошлого года, на которые ещё тогда обратил внимание.
Февраль 2019: 50% с "Арктик СПГ 2" будет продаваться по "споту".
Октябрь 2019 - "нет конкретных решений по доле "спота", однако такие продажи будут в общем производстве". И это ещё до текущих сверхнизких цен, просто к октябрю стало очевидней чем в марте, куда уходят цены из-за избытка. Чуть подробней обо всём этом - как обычно в тексте.
https://ria.ru/20200212/1564565365.html

И немного вдогонку к предыдущей заметке. В ней упоминалось, что далеко не все участники рынка СПГ и газа афишируют соотношение продаж по цене спот/нефтяная привязка. И буквально вчера вечером, вот такую картинку раскрыл "Газпром" на своей презентации в рамках дня инвестора. "Нефтяной" индексации осталось всего лишь около трети, остальное по сути - разные варианты привязки к европейским хабам, то есть биржевые цены в ЕС. (данные по 1-3 кв. 2019 года). Если не ошибаюсь, такой большой пропорции цен хабов в общем объёме продаж "Газпром" ещё никогда не афишировал. В общем, ссылки на то, что биржевые цены на дне, но фин.результат "Газпрома" может оказаться получше за счёт нефтяной привязки уже неуместны. Тем более, что "нефтяная" привязка - это, вероятно, в основном страны юго-восточной Европы, и там уже тоже маячит пересмотр (про Болгарию вчера были новости). Ну хоть прикидывать будет проще.

Заглядывая на год вперёд. Любопытно, что в качестве сроков запуска "Северного потока-2" официальные лица последнее время называют "конец 2020 - начало 2021 годов". Известно, что уже в 2021 году объём транзита через Украину "качай-или-плати" снижается с 65 до 40 млрд, за дополнительные объёмы цена выше. Да и зачем переплачивать, логично успеть запустить к тому времени свою трубу. Будет она запущена к тому времени или нет (думаю будет), сейчас не так важно, важно, что для фин.результатов "Газпрома" желательно начать прокачку по СП-2 до конца текущего года. И в рамках словесных интервенций именно это логично сообщать внешним наблюдателем. Причиной неожиданных прогнозов запуска в начале 2021 года, подозреваю, может быть следующая: здесь намёк на то, что если запуск "СП-2" будет только в первом квартале 2021 года, то всё равно качать свыше оплаченных 40 млрд через Украину "Газпром" не захочет. А значит, можно ждать лёгкий дефицит следующей зимой (не верю, что все зимы теперь будут такими тёплыми), так что не ленитесь, дорогие европейцы, ещё раз заполнить свои хранилища на 100%. Всё это хоть какая-то поддержка ценам и спросу.

Сам "Газпром" наверняка сделает именно это, ещё раз заполнит "свои" объёмы в евопейских ПХГ по максимуму этим летом. Всё ж таки, во-первых, таким образом ему удаётся зачесть такой газ в экспорт текущего года. Во-вторых, если следующей зимой действительно придётся чуть подождать запуска СП-2 и не наращивать транзит через Украину свыше 40, то нужно обеспечивать и обязательства по контрактам. Вопрос дефицита нескольких миллиардов кубометров в первом квартале легко решается через отгрузку этих запасов из европейских хранилищ.

Написал немного про водородную энергетику. Как можно заметить из ряда публикаций, сейчас разгорается "битва" между "голубым" (паровая конверсия метана + CSS) и "зелёным" (электролиз воды) водородом. Но очевидно, что основной интерес Европы именно в "зелёном" водороде, точнее решения проблемы накопления энергии ВИЭ, что предполагается делать через водород. Поэтому "голубой" и остальные водороды (на начальном этапе, может быть, даже и "серый" допустят) - они для создания масштаба инфраструктуры и прочее-прочее. Впрочем, если "голубой" водород докажет свою конкурентоспособность - то почему бы и нет?

Проблема однако в том, что если говорить про генерацию, то и сейчас природный газ едва проходит по себестоимости (его плюс только в стабильности), если добавить к этому CCS (которые не взлетают уже много лет по всему миру), то какая цена будет? Разумеется, "зелёный" водород ещё дороже, но там задачи другие (накопитель для ВИЭ), и во многом политические - его себестоимость (точнее электроэнергии из него) нужно сравнивать уже скорее со стоимостью аккумуляторных систем. Где-то на том уровне оно и получается.

Остаюсь скептиком идеи решения непостоянства через зелёный водород, всё ж таки это очень дорого, и главное - огромные потери энергии ВИЭ (в лучшем случае 50%, но думаю по факту больше) при двойной конверсии. Плюс к тому, капексы электролизёров добавляют цену. Какая реальная цена - вопрос открытый, многое зависит от КИУМ электролизёра - так для нестабильной выработки нужен и запас по мощности электролизёров. Отчасти обратная ситуация с бекапом ТЭС.

А причём здесь Россия? "Газпром" уже не скрывает и прямо говорит в своей последней презентации, что в своих долгосрочных планах хочет поставлять на рынок водород, на первых порах в смеси с метаном. Но "серый" водород никто брать не будет, это очевидно, а "голубой" может оказаться слишком дорог, чтобы стать конкурентоспособным. И есть все основания предполагать, что "Газпром" надеется реализовать в промышленных масштабах вполне рабочую в лабораторных условиях технологию пиролиза -прямого разложения метана на углерод и водород. В таком случае, на выходе имеем нулевой выброс углекислоты и десятилетия спроса на газ без оглядки на климатическую повестку.

По большому счёту, у европейской энергосистемы есть два пути решения проблемы непостоянства ВИЭ 1) Ограниченные объёмы ВИЭ (чтобы на максимуме удовлетворять весь спрос) + газовая генерация для бэкапа провалов ВИЭ-выработки. 2) Избыточные объёмы ВИЭ + "зелёный" водород в качестве накопителя. Вторая история очевидно дороже, но приемлемей в контексте климатической повестки. На деле же, конечно, будет смесь этих подходов. Если удастся провернуть первый вариант на пиролизном водороде, то в выигрыше будут все. Ну а возможность подмешивания водорода в смеси с газом даёт возможности плавного перехода. В тексте - чуть подробней по фактологии, но чуть меньше по рассуждениям.
https://ria.ru/20200220/1564978405.html

Написал небольшой апдейт про ситуацию на рынке СПГ. Последние наиболее хайповые новости - о том, что испанская Naturgy (бывшая Gas Natural) отказалась от двух грузов американского СПГ - конечно, тоже поставил. Но честно говоря, то, что мировые цены на СПГ на пределе покрывают даже операционные расходы при производстве СПГ из американского газа, было понятно достаточно давно. Особенно сейчас, когда цены Henry Hub из-за прогнозов похолодания оттолкнулись от дна в $1.8 за млн БТЕ и движутся в сторону $2. Расчёт прост. Добавляем к этой цене 15% (операционные расходы на сжижение) и 1 доллар доставки до Европы. Получаем $3,3/млн БТЕ операционной себестоимости, а цены в Европе сейчас на уровне $3. (В АТР цены такие же, но доставка дороже). Не забываем, что в любом случае импортёры ам.СПГ платят фиксированную стоимость сжижения 2,25-3,5 доллара (для Naturgy - цена 2,5), вне зависимости от того, покупают ли они СПГ или нет. То есть полная себестоимость уже давно убыточная по отношению к цене реализации по спотовым ценам.

Гораздо любопытнее на мой взгляд, всё же обсуждать перспективы. И тут, в первой половине 2020-х можно будет ожидать передышку в постоянном "избытке" и выправление цен. Заводы строятся 4-5 лет, инерция здесь велика, и так же, как массированные инвестиции в 11-15 годах обеспечили текущий избыток, так и недоинвестирование в 16-18 годах приводит к минимуму запусков новых заводов в 2021-2024 годах и выправлению текущих дисбалансов. Но уже в 2025 году сразу резко нарастят выпуск заводы соответствующие рекордным инвестрешениям прошлого года. Сейчас желательно всем участникам рынка сделать перерыв, чтобы размазать новое предложение более ровным слоем на 2ую половину 2020-х годов и не допустить нового сверх избытка в 2025-2026 годах. Поэтому очень позитивно выглядят недавние новости о том, что Катар задерживает выбор западных партнёров в своих новых проектах, а значит, откладываются и инвестрешения. Объёмы расширения там приличные. Из крупных объёмов остаются также США, мотивация усилить экспорт, чтобы связать избыток газа на рынке есть (парадоксально, но через 4 года, когда завод построят, избыток исчезнет по другим причинам), поэтому будем наблюдать. Подробнее - в тексте.
https://ria.ru/20200223/1565096137.html

Небольшая иллюстрация, по следам недавней заметки про энергопереход и нефтяные компании. На картинке выше - график акций компании ExxonMobil. Что такого, можно сказать? Коронавирус, фондовые рынки + нефть валятся, соответственно нефтяники чувствуют весь этот негатив вдвойне. Но дело в том, что ни в ни в 2008, ни 2014 году, когда видели нефть и пониже, такого падения не было. В чём причина. Одна из причин, что компания, хоть и платит высокий дивиденд (при нынешних ценах это уже 6,5% от цены акции в валюте) фактически делает это в долг (см. циферки справа: EPS - прибыль на акцию, можно сравнить с дивидендом). При этом, Exxon является т.н. дивидендным аристократом, т.е. планомерно ежегодно повышает объём див. выплат, и не собирается отказываться от этой практики. Таким образом, компания отчасти загоняет себя в угол.

Но понятно, что высокая див. доходность - это уже производная величина. Компания платит тот или иной дивиденд, а дальше котировки подстраиваются к этой величине таким образом, что див.доходность отражает риски. И 6% валютной доходности на фоне того, что ставки по резервным валютам движутся в область нуля, говорит о том, что риски эти существенные.

Причины скепсиса могут быть разные. О дивидендах в долг уже было сказано. Кроме того, есть вопрос качества запасов (для возврата к устойчивому развитию необходима заметно более дорогая нефть). Здесь, кстати, стали уже популярны рассуждения о том, что вот, мол, Exxon уходит в "убыточный сланец", распродаёт традиционные нефтяные активы по миру, что критично выглядит в глазах инвесторов и отражается на котировках. Не уверен, что этот фактор уже влияет или повлияет, ведь пока сланцевой добычи (около 200 тыс. б/д) немного по отношению к общему объёму, хотя в планах Exxon кратно нарастить объёмы сланца в ближайшие годы. Но есть и такая версия.

Ну и конечно, энергопереход, в результате риски нефтянки при провалах цен на нефть выглядят уже выше, чем в 2008 и 2014 году. Вне зависимости от объективной реальности и будущего, которое неизвестно, это риски в головах владельцев акций ExxonMobil да и другой нефтянки. Специально посмотрел, у других глобальных нефтяников, активней инвестирующих в энергопереход (там тоже высокий дивиденд), похожая динамика падения: тут, в причинах, может быть, и всё же пока малая доля ВИЭ (в выручке и прибыли нефтяники остаются нефтяниками), и рост доли "проблемного" сейчас СПГ. Спекуляций можно разводить много.

P.S. Любопытно, что на этом фоне, наша "нефтянка" держится почти как скала, правда в рублях. Возможно даже слишком оптимистично. Причины понятны - более высокое качество запасов, за счёт особенностей налоговых изъятий меньшая чувствительность к ценам на нефть, за счёт ослабления курса национальной валюты "рублебочка" проседает не так сильно. И, конечно, во многих случаях высокий дивиденд с отчислением в виде около 50% прибыли, есть определённый запас прочности (а не больше 100%, как в том же Exxone). Не является инвестрекоммендацией.

Немного написал про импортозамещение. В трёх историях по созданию собственных технологий в энергетике - а это ВИЭ, крупнотоннажное сжижение газа и газовые турбины большой мощности - интересно проводить параллели. Что же общего в контексте последних новостей. Во-первых, отставание от планов. По СПГ - пусконаладочные работы на 4й линии "Ямал СПГ", на которой будет тестироваться российская технология, и после чего только можно уже более предметно рассуждать о масштабировании, откладывается на 3квартал 2020 года, ранее планировалось что Ямал СПГ Т4 будет запущена в 4кв. 2019 года. По ВИЭ - многочисленные задержки с вводами, сейчас запущена примерно половина плана, сложности в основном с "ветром", что понятно. На этом фоне логичны опасения, а будет ли в срок сделана российская газовая турбина большой мощности? Собственно все многочисленные дискуссии по лазейкам по допуску "иностранцев" связаны в опасениями, что сами в срок не справимся.

Понятно, что лучше поторопиться, но в пределе все эти аспекты поднимают главный вопрос - в каких случаях есть необходимость в импортном оборудовании? А в каких случаях возможно просто создавать собственные аналоги "до упора"? Понятно, что в ВИЭ импорт неприемлем - и так дорогая э/э имеет смысл только на своём оборудовании, а поддержка оказывается именно для создания отрасли внутри страны. С СПГ, об этом уже и раньше писал, в принципе можно остаться на импорте, но с учётом низких экспортных цен на СПГ, комплексный эффект для российской экономики в таком случае будет невелик. С газовыми турбинами - наверное самая сложная история. В теории вообще можно обойтись только паросиловыми установками, тем более что при наших ценах на газ, парогазовые станции и окупаются-то только при поддержке "в ручном режиме" через ДПМ. С другой стороны, консервировать технологическую отсталость тоже нельзя. Надеюсь всё же на успех "Силмаша" и других участников.

На этом фоне остаётся быть ещё один важный аспект. Это мощность единицы оборудования или линии. Для всех импортозамещаемых историй она как правило меньше, чем импортные решения. И тут вновь возникают вопросы с использованием импорта. Что выгодней - импорт мощного оборудования или своё, но меньшей мощности (и соответственно использование в несколько блоков). Для компании во многих случаях удобней импорт. А для страны в целом?
В ВИЭ это не проявляется сильно ярко, хотя средняя мощность локализованных ветряков меньше лучших иностранных вариантов, что влияет и на себестоимость электроэнергии. В секторе СПГ, если всё сложится удачно, скорее всего для крупнотоннажки придётся использовать блоки из отечественных среднетоннажных линий по 2-2,5 млн тонн. Себестоимость будет чуть выше, но так делают в ряде случаев и в США, где ограничений на доступ к крупнотоннажным технологиям сжижения нет. Наконец, в области газовых турбин, эта коллизия недавно ярко проявилась в сюжете с Заинской ГРЭС, которая попала в программу модернизации с очевидно импортной турбиной мощностью более 500 МВт (на сверхмощных блоках допустимо использование импортного оборудования), что вызвало ожидаемое недовольство "Силовых машин". Подробней обо всём этом - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200229/1565324342.html

Накануне встречи ОПЕК+ написал немного по сланцевой добыче нефти. Последнее время вновь стал обсуждаться тезис, что, мол, давайте отпустим цены в свободное падение, и тем самым добьём сланцевую добычу. То есть сделаем то, что не удалось КСА в 2015 году. И тогда считал этот подход ошибочным, и сейчас. Почему? Есть масса причин.

Во-первых, огромная инерция сланцевой добычи, которая исчисляется месяцами, если не годом. Это хорошо видно и сейчас - с января цены упали на 15 долларов, а число работающих на нефть буровых толком не изменилось (даже чуть выросло!). Готовы ли бюджеты экспортёров к провалу цен не на квартал, а на год в лучшем случае? При этом сланцевая добыча - это "неваляшка", которая потом поднимется ровно так как, как и упала. Во-вторых, хеджирование своей добычи сланцевиками. Точные цифры не известны, но для заметной части добычи производители не почувствуют падения цен из-за хеджа.

В-третьих. Есть мнение, что тогда не получилось, но получится сейчас, так как капитализация компаний с тех пор снизилась, кредиты рефинансировать нужно, а веры в сектор меньше ит.п. Всё это слабая аргументация. Более того, если представить банкротство сланцевиков средней руки, то на их место (физически на те же места для бурения) придут новые участники. Вот только уже без навеса долгов. Найдут ли они деньги? В США, тем более когда сланцу так благоволит текущая администрация, найдут. Так что лучше уж старые участники рынка, обременённые долгами, работают и направляют часть прибыли не на новые скважины, а на расплату с долгами. В-четвёртых, напрямую связано с предыдущим. Крупнейшие ТНК, Exxon и Chevron, выходят на рынок сланцев, и с удовольствием заберут хорошие участки (если вдруг кто обанкротится), а тут уж деньги точно найдутся.

При всём при этом, участники ОПЕК+ в любом случае должны определиться, какой ценовой уровень они будут защищать. И разумеется, чем ниже эта цена, тем сложнее будет даваться американскому сланцу новый рост.

Понятна мотивация сторонников отказа от новых ограничений в рамках ОПЕК+. Нам приходится не развивать сектор, а сокращать добычу. Но что делать, раз такова ситуация. Сланец уже не является "слабым звеном", но есть и другие участники рынка, которые скоро им станут. Уже в следующем году мало вводов глубоководной добычи, падает традиционная сухопутная добыча по миру. Наконец, и в сланцах, медленно, но верно, будет падать качество участков, что постепенно приведёт к росту себестоимости (из технологического прогресса похоже выжали максимум). Что делать, раз так складываются обстоятельства: и без того непростой, в контексте балансов на рынке, для нефтянки 2020 год ухудшил коронавирус. Чуть подробней - в тексте.https://ria.ru/20200304/1568052030.html

Количество экспертов по нефти за последние дни утроилось, тем не менее, напишу тоже пару слов. Предупрежу сразу, что пост богат конспирологией, такие размышления обычно оставляю при себе, но случай с разрывом отношений в ОПЕК+ уж больно уникальный.
Сначала по фактам. Своё мнение по поводу борьбы со сланцем высказал в колонке (ссылка в предыдущем посте), за пару дней до разрыва в ОПЕК+, и его не меняю. Уничтожить сланцевую добычу не удастся, но возможно временно прибить её низкими ценами. Понятна вся эта история с долями рынка, но, на самом деле, при нефти $50-55 по Brent, сланцевая добыча сейчас и так уже не росла бы. Поэтому можно было бы договориться на удержание этого компромиссного уровня в 50-55 (пусть не 60, чтобы не отдавать дальше рынок, а новые временные сокращения потом отыграть обратно с ростом спроса после COVID-19).

Соответственно, если исходить из открытой информации, решение выглядит, скажем так, неоднозначным. Я не верю, что это ошибка, и, думаю, что мы чего-то не знаем, поэтому дальше рассуждения в области конспирологии.
Самое простое, это интрига с КСА. Тут и непонятная история, что, якобы, саудиты предлагали либо доп. сокращение до конца года, либо полный разрыв сделки. И странные вещи, происходящие сейчас в самом королевстве. Возможны разные полит. расклады в треугольнике РФ-КСА-СШ. А что может быть ещё, в контексте экономики?

Борьба со сланцем может и неплохое занятие, но издержки для нашей страны понятны, и один из главных рисков - это прожигание валютных запасов "под ноль" и недополучение валютной выручки от продажи нефти. Соответственно, если у лиц принимающих решения в качестве вероятного сценария - ожидание серьёзного ослабления доллара, то здесь всё встаёт на свои места. (А кое-какие шаги по снижению доллара в ЗВР уже были предприняты ранее). В таком случае, за валютные резервы можно не держаться, да и новые объёмы валюты нет смысла копить. В таких условиях можно и поиграть в ценовые войны. Конечно, секта свидетелей долларового "гиперка" живёт столько, сколько себя помню. Тем не менее, сейчас действительно вероятность резкого (10-30%?) ослабления доллара больше, чем когда-либо. Трамп всё время давит на ФРС с понижением ставок, не за горами с большой вероятностью отрицательные ставки по доллару. Кое-где таковые уже имеются, но для основной резервной валюты такого ещё не было. И тогда понятно, почему отказ от ОПЕК+ появляется нелогично в коронавирус-кризис, где казалось бы нужно сокращать добычу.

"Кризис+скорые выборы в США+необходимость высокого S&P500 для Трампа" = ставки в пол, если не ниже. Про независимость ФРС известно, и тем не менее. Одновременно, шансы на переизбрание Трампа выглядят достаточно высокими, по причине выхода в лидеры "Sleepy Joe" Байдена и прочего угара, что творится у демократов. И если доллар ослабнет, то мы в любом случае увидим нефть по $60 за баррель, только это будет уже немного другой доллар.
Кстати, существует мнение, что дешёвая нефть сама по себе приводит к снижению роли доллара, за счёт того, что падает объём расчётов в валюте, но этот аспект не очень понимаю, поэтому оставлю как довесок.

Всё это, конечно, конспирология, оцениваю вероятность такого развития событий не более 10% (но не менее важно, рассматривался ли такой подход при отказе от сделки ОПЕК+), однако если всё так и произойдёт, то разрыв сделки ОПЕК+ и все текущие флуктуации на этом фоне покажутся играми в песочнице. Пока же интересно посмотреть, что будет с нашей ключевой ставкой. По законом жанра, её должны, как минимум, оставить на текущем уровне, а, скорее всего, повысить. Если понизят, это ещё один довод в пользу вышенаписанного.

Написал про украинскую солнечную энергетику. Уже рассматривал эту тему ранее, но сейчас там стало намного "веселее". На Украине уже 7 гигаватт ВИЭ мощностей (бОльшая часть - солнце, меньшая - ветер), из них 4.5 ГВт было введено в прошлом году. Тарифы выкупа зелёной энергии очень высокие, и дебет с кредитом для энергорынка уже не сходится, несмотря на наличие дешёвой энергии АЭС, за счёт которых и планировалось сделать приемлемую усреднённую цену. Но в результате.

1. Кое-где населению за несколько месяцев задолжали за выкуп энергии домашних СЭС. Ситуация неприятная - домохозяйства инвестировали до 30 тыс. долларов.
2. Чтобы свести балансы, тарифы населению поднимут минимум в 1.5 раза.
3. "Энергоатом" жалуется, что им и так поставили тариф ниже нижнего, но ещё и тут не расплачиваются, не хватает денег на инвестпрограмму и, если верить на слово, даже на топливо.
4. Технологически слабоманёвренная украинская энергосистема не может интегрировать ВИЭ. Уже регулярно отключались системным оператором и "ветер" и "солнце", хотя объёмы в 7 гигаватт не то, чтоб прям очень большие. Сейчас начнётся весна-яркое солнце, с массой новых СЭС будет ещё веселее.

5. Задним числом хотят пересмотреть тариф выкупа зелёной энергии для промышленных СЭС. Участники в ужасе. Нельзя не признать, конечно тарифы очень завышенные, но так не делается. Тем более, что в ряде случае под эти ВИЭ брались дорогие кредиты. К примеру ДТЭК, его зёленое подразделение, недавно разместил облигации в евро с купоном в 8.5% годовых (сейчас торгуются уже дешевле цены размещения, в тексте есть ссылка). Если тарифы снизят, удастся ли выйти участникам в прибыль с таким кредитом?
6.В отличие от РФ, где есть хоть какие-то требования по локализации, на Украине большинство оборудования импортное, потрачено уже свыше 5 млрд долларов на ВИЭ. На выходе - подорожание и недозагруз традиционной энергосистемы. Получается, что благие пожелания по отказу от импорта топлива в любом случае привели к импорту дорогого оборудованию, а в ряде случаев и оплате высоких процентов по кредиту для западных структур. Адекватные украинские наблюдатели похоже в лёгком шоке от происходящего. Подробности и разные ссылки - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200311/1568387956.html

Ещё раз немного про сланцевую нефть. Теперь решение принято, цены упали и начинается самое интересное - как же будет физически реагировать сланцевая добыча, если проводить параллели с 2015 годом. Напомню, что тогда очень быстро посыпались буровые установки, но добыча росла ещё полгода. Причины понятны - тогда работала масса неэффективных установок на неэффективных участках, оставалось много вертикального бурения, которое ничего особо и не решало. А нормальные установки стали работать ещё эффективней, сроки бурения скважины упали с 2х месяцев до 3х недель. Сейчас все установки суперэффективны, поэтому такого большого лага падения добычи после падения числа буровых мы, скорей всего, не увидим (правда, тогда буровые упали в разы, будет ли в этот раз такое?). Дело за малым - дождаться падения числа буровых.

Пока мы видим только небольшой рост буровых, вчерашние цифры добавили ещё +1. Это инерция, да и статистика не включает в любом случае реакцию на события 6 марта. Что дальше? Даже со знаменитыми "хеджами" нет полного понимания. Вроде их много, но одновременно много и таких "хеджей", которые позволяли получать нефтяникам гарантированную высокую захеджированную цену, только если цена не упадёт ниже 40-45, а она намного ниже.

Остаётся и фактор незаконченных скважин (DUC), которых накопилось много. С одной стороны, компании их обычно приберегают, напротив, для лучших времён. Но сейчас, если нужно срочно расплачиваться по долгам, а операционный поток упадёт, то могут быстро потратить и эти скважины. Тогда добыча в какой-то момент может даже вырасти, запасы там приличные.
Действительно, сейчас, в отличие от 2015 года основные надежды на то, что у компаний большие задолженности. Occidental Petroleum срезала на 87% дивиденды и значительно CAPEXы. О снижении объёмов бурения сообщили уже и многие другие компании - здесь и задача оставить деньги на долги, и просто очень мало мест для бурения при таких ценах. Однако, есть вероятность, что администрация тем или иным способом поможет рефинансировать долги.

Итого, вроде у нас есть и опыт 2015 года, и куча новой информации, и больше понимания, как всё это работает, но всё равно неопределённости колоссальны. С одной стороны (факторы в пользу падения сланцев) - малое число мест для бурения при текущих ценах, необходимость отдавать долги. С другой стороны - DUC и возможная поддержка администрации с рефинансированием старых долгов. С фактором хеджирования из-за открывшихся обстоятельств также нет полного понимания. Rystad и EIA прогнозируют минимальные изменения объёмов сланцевой добычи к концу года, обвал ожидается только в следующем. Посмотрим.

В известном споре, что для Трампа лучше - дешёвая нефть (= дешёвый бензин) или дорогая нефть, но успех сланцев и самообеспечению нефтью, всё же считаю, что Трамп выбирает второе. Анонсированная продажа нефти из стратегического резерва США сменилась покупкой. В долгосрочной же перспективе, куда бы сейчас не упали сланцы, они вновь отрастут с повышением цен, и всё повторится сначала. Союз США, России и ОПЕК был бы оптимален для всех участников. И хотя сейчас это кажется фантастикой, исключать такое развитие событий я бы не стал. Кстати, раньше какая-либо координация действий американских производителей была невозможна, из-за обилия участников. Сейчас, когда мелкие компании находятся в предбанкротном состоянии и зависят от поддержки, а Exxon и Chevron занимают всё большую долю на сланцевом рынке, такая координация становится всё более вероятна. Чуть подробней - в тексте.
https://ria.ru/20200314/1568558321.html

Написал немного о том, что падение нефтяных цен означает для газовых рынков. Аспектов разных несколько, практически по пунктам.
1. В феврале стало известно, что доля нефтяной индексации в экспортных продажах "Газпрома" всего около 30%, а уже после этого был сделан пересмотр цен для Болгарии (тоже вероятно с переходом к биржевой цене). Итого, доходы "Газпрома" несильно пострадают от падения цен на нефть, хотя компании и при биржевых ценах на газ в 3 доллара за млн БТЕ невесело.
2. Напротив, на рынках СПГ в АТР нефтяная ценовая привязка по-прежнему распространена. Ещё недавно импортёры сильно нервничали: цена на СПГ по долгосрочному контракту достигала 9 долларов (60*0,14+0,5), против 3 долларов цен СПГ "на споте". Сейчас разрыв сократился (если совсем грубо, до 4,5 против 3), что пока снизит напряжённость в отношениях импортёров и продавцов СПГ. Попытки пересмотреть долгосрочные контракты, вероятно, будут отложены.

3. Понятно, что в текущих условиях вероятность новых инвестрешений по заводам СПГ резко падает. И дело не только в коронавирусе и замедлении экономики: всё ж таки временной лаг для завода СПГ 4 года. Просто исчезли механизмы, позволяющие окупить завод СПГ. Раньше, даже при низких ценах на газ, оставались 2 варианта окупаемости. 1) Долгосрочный контракт с продажей газа с "нефтяной" привязкой. 2) Весь объём СПГ с завода (а вместе с ним и ценовые риски) берут "на себя" нефтяные ТНК, впоследствии действующие как трейдеры. Сейчас, при нынешних ценах на нефть, СПГ не окупается с любой ценовой привязкой, а ТНК не уже не могут субсидировать за счёт дорогой нефти риски проектов СПГ.

4. История с американской Driftwood LNG компании Tellurian. Наверное, самый интересный из американских СПГ-проектов отложен в долгий ящик. Это произошло ещё до обвала нефтяных цен, во время визита Дональда Трампа в Индию в конце февраля. Тогда ожидалось, что индийские партнеры закрепят достигнутые ранее предварительные договоренности по покупке СПГ, а проект Driftwood LNG получит гарантированный сбыт, которого не хватало для принятия инвестрешения. Но Индия отложила подписание договорённостей. В результате проекту не помог ни тот факт, что он состоял из нескольких небольших линий (что в теории могло бы создать возможности для поэтапного строительства), ни заявленная рекордно низкая стоимость установок по сжижению, ни прямые инвестиции Total в Driftwood LNG.

5. Если во всём это искать хоть какой-то позитив для нас, то и его можно найти, без всякого "шапкозакидательства". Наша СПГ отрасль сталкивалась с непростой развилкой: (1) успеть занять место на глобальном рынке, но с иностранным оборудованием для своих заводов или (2) создать свои технологии и заводы, но опоздать с выходом на рынке. Текущая стагнация в отрасли позволит двигаться по второму пути. А на днях пришли позитивные новости о заключённых контрактах на оборудование для "Обского СПГ", построен он может быть к 2023 году. Напомню, этот завод ещё раз протестирует российскую технологию "Арктический каскад" (на ней скоро запускается "Ямал Т4" на 0.9 млн т), но на уже больших объёмах (2 линии по 2.5 млн). В результате, "Арктик СПГ-2" (инвестрешение принято в прошлом году) будет ещё с большой долей импорта, а дальше, надеюсь уже начнут масштабировать нашу технологию. Чуть подробней обо всём этом - в тексте.
https://ria.ru/20200318/1568745266.html

Предупрежу сразу: немного занудный отраслевой пост про экономику СПГ, кому интересно - велкам, кому не особо - не пугайтесь, такое публикую не часто.

На днях вышла отчётность "Ямал СПГ" за 2019 год по МСФО; здорово, что её выкладывают. Чем она интересна? Во-первых, тем, что это фин.результаты фактически отдельного проекта (в отличие скажем от отчётности всего "Новатэка", где выделить влияние сектора СПГ достаточно затруднительно, учитывая сложные схемы финансовых взаимоотношений между материнской и дочерними компаниями). Здесь можно не в теории, а на практике посмотреть экономику конкретного СПГ-проекта. Во-вторых, 2019 год - это первый год работы на полную мощность, в конце прошлого года испытания завершены, а значит, незавершённого строительства в рамках трёх первых линий уже нет, и, судя по всему, амортизация начисляется честно на все объёмы произведённого СПГ.

Каковы результаты? Тут следует отметить, что из-за большого валютного долга и ежегодно появляющихся курсовых разниц, (продолжение ниже)

(продолжение, начало в пред. посте) итоговый результат очень прыгающий - от убытков в 2018 году к "завышенной" прибыли в 2019 году (в этом году, видимо будет опять скачок наоборот), поэтому будем смотреть только операционную прибыль, а из финансовой части только расходы на выплату процентов по долгу, которые составляют значительную часть трат. Налоги на прибыль тоже в нулевом приближении не важны - главное была бы прибыль, а с налогами разберёмся.

Итак, выручка по прошлому году - 324 млрд рублей, операционная прибыль - 168 млрд, если из неё вычесть проценты по долгу (127 млрд), то получается "в плюс" - 29 млрд. Амортизация - 98 млрд, то есть размазывают её достаточно сильно (и ожидаемо) на 20+ лет.

То есть, если при прочих равных выручка снизится даже на 10%, то уже попадаем в минус. Конечно, текущие цены на нефть (30 долларов) как долгосрочные рассматривать неправильно, но прошлый год для нефтянки был очень неплохой. Новая долгосрочная цена вероятна ниже 60. Просядет и выручка от продажи конденсата, да и основная часть контрактов "Ямал СПГ" (весь СПГ для "Газпром->Индия", для CNPC, половина контракта с испанцами привязана к цене на нефть). Правда следует помнить, что заметная часть долговых обязательств (около трети) - это средства, предоставленные акционерами "Ямал СПГ" - то есть, это не "честный" долг, а акционерное финансирование, оформленное подобным образом. Понятно и то, что на первом году работы прибыль (при прочих равных, опять же) меньше всего, процент по долгу с каждым годом будут уменьшаться. Тем не менее, запас прочности по цене на нефть не выглядит очень большим.
Отвлечёмся от нефти. Удастся ли с выгодой продавать по ценам спот в Европу, скажем, по 4 доллара за млн БТЕ (оптимистичная цена)? Это 195 долларов за тонну. При производстве 18 млн тонн выручка = 3.5 млрд долларов, при 70 рублей за доллар =245 млрд рублей. Плюс, конечно, конденсат. Но при этом вырастут в рублях платежи про кредитам.
Какие два фактора усложняют картину? Во-первых, транспорт. В основных средствах и, соответственно, амортизации находятся также долгосрочный фрахт танкеров. Есть и операционные транспортные расходы (наверное это краткосрочный фрахт, ледокольная проводка(?) и др.), они составляют заметную долю себестоимости (см. картинку). То есть совсем рафинированную картину экономики завода СПГ мы, конечно, не получаем.
Второе. Указанные выше контракты с привязкой к нефти всем известны, но одновременно "Ямал СПГ" продаёт часть СПГ и трейдинговым подразделениям "Новатэка" и Total (какие там условия - неизвестно). В свою очередь, непосредственно прибыль акционеры (в т.ч. и "Новатэк" планируют получать) через дивиденды дочерней компании. Также, как и в "Арткик-2 СПГ", в "Ямал СПГ" было непропорциональное финансирование (хотя это в "+" для "Новатэка", но напрямую на экономику "Ямал СПГ" не влияет).
Также мы не знаем для всех случаев точку передачи СПГ от продавца к покупателю. В некоторых случаях это перевалка в Европе, в некоторых - прямой маршрут в Китай. Кроме того, контракт с CNPC - DES (с доставкой), а значит, в транспортные расходы входит и фрахт газовозов неледового класса для доставки в Китай (в случае западного маршрута). Ещё про неопределённости. По контракту с CNPC, цена СПГ= цена нефти*(коэффициент привязки к нефти =0.122) + фиксированный "транспортный" коэффициент (т.е. при нефти по 60 получаем $7,32/млн БТЕ+фикс.коэфф (он неизвестен, но должен быть большим). Но поставок в Китай по факту было не так много, как учитывается перенаправление грузов в Европу? CNPC - и акционер, и покупатель.

Можно долго продолжать разные сравнения и оценки и неопределённости. По осени мы с коллегой делали модельную оценку себестоимости разных СПГ-проектов (выкладывал ранее эту статью), для Азии у "Ямал СПГ" (с доставкой) получалась тогда $6,7/млн БТЕ при (IRR=10%). Эти цифры выглядят похожими на правду. Запас прочности при просадке нефти (от 60) есть, но не очень велик. И "Ямал СПГ"- один из лучших в мире проектов по себестоимости (правда, с дороговатым транспортом). Цены на газ, а последние дни и на нефть, сейчас всё же издевательские.

Написал немного про ситуацию на газовом рынке и транзитные дела. Почти завершился 1ый квартал и отопительный сезон, при этом в европейских хранилищах рекордные для этой даты запасы газа, а цены в ЕС, соответственно, на супернизких уровнях.
Понятно, что задним умом мы все крепки, но на этом фоне интересно всё же порассуждать, а что было бы, если транзитный контракт с Украиной не был подписан. Тем более, что такое развитие событий в принципе было возможно: на отопительный сезон газа бы на пределе (как тогда казалось) хватало. Сейчас понятно, что даже и не на пределе. А на пределе сейчас можно пережить весь год без транзитного контракта с Украиной - в европейских хранилищах сейчас 60 млрд кубометров.

Минусы транзитного контракта понятны: если говорить прямо, сейчас это направление убыточно для "Газпрома" (конечно, его никто не будет отключать, т.к. расходы уже понесены): при ценах в Европе $2,6/млн БТЕ, "Газпром" платит $0,8 экспортной пошлины и около $1 за транзит. Даже при таком оптимальном варианте остаётся негусто, а из них нужно заплатить и транспортные расходы по другим регионам и НДПИ ит.д. Но и это ещё не всё, т.к. украинский коридор недозагружен, то реальная стоимость транзита выше: если к примеру, мы транзитируем 100 млн в сутки (примерно как сейчас) а оплачено, как известно, за 178 млн, то по сути мы платим уже не 1 а, 1.8 долларов за транзит.

Если рассматривать вопрос формально, получается, что от транзита нужно было отказываться. Теперь о плюсах и аспектах, изменить которые сложно. Понятно, что контракт был подписан под давлением ЕС (в "обмен" на достройку СП-2, ждём когда "Академик Черский все же придёт на Балтику, пока он огибает юг Африки). Понятно, что сейчас низкий спрос (не прогнозировался в конце декабря). Понятно, что был риск попасть на штрафы из-за недопоставки (если была бы холодная зима).
Теперь плюсы. Во-первых, мощнейший избыток экспортных мощностей, и сразу - результат. За последние время немного успели поругаться и с Турцией и с Белоруссией, но никто серьёзно не намекал на перекрытие газового транзита. Были бы старые цены на газ (типа $10/млн БТЕ) можно было бы вообще оставить все экспортные мощности, и забыть про возможный шантаж транзитёров.

Во-вторых, даже если по украинскому коридору "Газпром" сейчас выходит "в ноль" (скорее всё же в минус), при этом (1) бюджет получает природную ренту (2) страна валютную выручку (3) идёт ценовая война и "Газпром" расчищает себе место в будущем.
Наконец, не стоит забывать, что в мае заканчивается транзитный контракт с Польшей. И здесь украинский коридор нам очень поможет, и возможно тогда будет заполнен полностью. Так как Польша нацелена на пересмотр стоимости транзита (об этом было известно давно, писал ещё в ноябре прошлого года).
Все темы, в общем-то, обсуждались ранее. Задача была скорее показать многофакторность всей этой истории, и какое решение было бы оптимальным (подписывать транзитный контракт или нет) не совсем очевидно даже задним числом. С одной стороны, из-за падения спроса можно было бы обойтись. С другой стороны, уже через два месяца маячит "польский фактор".
Но в целом, на перспективу, избыток газотранспортных мощностей придётся обрезать, пусть и теряя гибкость (возможно переведя её в европейские ПХГ). Газ сильно дорогим не будет, и текущая ситуация не позволяет получать нормальную прибыль. Чуть подробнее, как всегда в заметке.https://ria.ru/20200327/1569191406.html

А как всё хорошо начиналось. В ноябре прошлого года украинская ДТЭК разместила дебютные "зелёные облигации" своего подразделения DTEK Renewables, купон в евро - 8.5%. А на днях ДТЭК Энерго объявила о приостановке выплаты купонов по еврооблигациям. Это разные подразделения ДТЭК, и приостановка выплат, судя по всему, не распространяется на DTEK Renewables. Но это и не так важно. Прецедент создан. И котировки "зелёных облигаций" уже спикировали до отметки ниже половины номинала. Всё это, естественно, прямым образом повлияет и на будущее ВИЭ на Украине, где в текущих условиях можно ожидать околонулевых приростов в секторе ещё долго. И до того были огромные проблемы, а сейчас точно не до того. Денег на игрушки (не считаю ВИЭ игрушкой в целом, но в условиях Украины это реализовывалось именно так) нет, а избыточная угольная генерация есть.

Написал немного про нефтянку. В условиях обрушения спроса (от -15..-25 млн б/д от "нормы"в 100 млн б/д, т.е. -15..-25%) говорить о каком-то балансе спроса и предложения нельзя. Котировки определяются (если вообще определяются) готовностью покупателей закачать в хранилища нефть по абсолютно бросовым ценам. Цены сейчас - уровень начала 2000х, а с учётом инфляции - уровень 98 года. При этом, не стоит забывать, что за 20 лет качество запасов упало, а себестоимость добычи - резко выросла. Для тяжёлых сортов (которые торгуются с дисконтом) цены вообще медленно движутся к единицам долларов, а в точке отгрузки доходят до отрицательных значений. Нелегко и нашему Urals.

При этом для многих производителей добыча в рамках даже операционных расходов уже обходится дороже цены реализации. И что им делать? Работать в убыток? Закрываться, а потом открываться, когда цены вырастут? Тут и технологические трудности и проблема возможной потери запасов и многое другое. "Невидимая рука рынка" конечно здесь поработать сможет, но последствия такой работы будут разрушительными. Сворачивание добычи всё же ожидается, IHS предполагает постепенное снижение предложения на 10 мбд во втором квартале.

Пока места в хранилищах хватает, и закачка, к примеру, избытка в 20 млн б/д в течение 50 дней даёт нам ещё 1 млрд баррелей хранения. Что будет дальше, лучше не думать (всё же надеемся что через 50 дней карантины начнут сходить). Но и 1 млрд новых запасов - это примерно 3 мбд избытка в течение следующего года. Даже при условии полного восстановления спроса и старых договорённостей ОПЕК+ (и то и другое - крайне оптимистичный вариант). Поэтому быстрого восстановления ждать не стоит - если не будет "белого лебедя" в рамках договорённостей крупнейших нефтедобытчиков.
Действительно, то, что недавно выглядело желательным, но фантастическим развитием событий - сейчас кажется уже более реальным: Ж/д комиссия Техаса уже обсуждает ограничения добычи, а первые лица России и США обсуждают возможности стабилизации рынка нефти. Беспрецедентное обрушение спроса при всех его минусах создало уникальные условия для новых (теперь уже более широких) договорённостей.

Известно, что основная претензия к ОПЕК+ заключалась в том, что мы уступаем долю на рынке. В случае новых участников эта проблема решается. Одновременно, если оглянутся назад, то сейчас понятно, что успех политики ОПЕК+ и стабильные 60-70 долларов за баррель создали у нас "головокружение от успехов". Что привело к избыточному росту и "сланца" и прочей добычи. Наверное, действительно, 50-55 за долларов был бы более правильный ценовой ориентир в будущем, если новая сделка состоится. Впрочем, цена может быть и выше - но только при условии включении в сделку всё большего числа участников. В этом смысле наш замминистра правильно отмечал проблемы на фоне высоких цен выхода на рынок "долгих" проектов типа глубоководной добычи, которые за полгода-год даже ценовой войной не остановить.

В теории всё складно, но на практике любые договорённости - это сложный процесс, поэтому представлять и рассуждать о новой сделке приятно, но нужно помнить, что всё может развиваться и по негативному сценарию с медленным восстановлением к $40 в лучшем случае к концу года. Нефть вообще непредсказуема - в обе стороны. Кто бы мог представить месяц назад, что котировки в реальных ценах будут на уровне 98 года? Подробности - как обычно в тексте.
https://ria.ru/20200401/1569413608.html

Небольшая выжимка из двух последних колонок. Текучку в основном стараюсь оставлять за скобками, много спекуляций и всё быстро меняется, кое что из текучки попадает в тексты, а тут - об общем. До недавнего времени всё росло, и в этой парадигме, как и предполагали многие прогнозы, на поляне найдётся место всем типам топлива, и ископаемыми, и ВИЭ. Сейчас экономика уже не в лучшей форме, плюс за время карантинов будет накопленный избыток нефти, газа, а возможно и угля. В результате конкуренция усиливается, и это видно по всем типам энергоносителей: конкуренция как "внутривидовая", так и "межвидовая".

И даже если по нефтянке договорятся, то какие-то срывы неизбежны и договорённость - это не вывод цены на новые 60-70, разумеется. Парадигма "нефть всегда по 60" на ближайшие год-два уходит в прошлое (конечно, никогда не говори "никогда", к нефти это применимо больше, чем к чему либо ещё, и всё-таки мы говорим о вероятностях). Как результат, в лучшем случае нас ожидает растущая волатильность, т.к. при каждом этапе восстановлении спроса и снятия навеса запасов у компаний с простаивающими мощностями появляется соблазн восстановить добычу.

Что из этого следует? Понятно, что теперь вопрос накопления резервов при ценовых всплесках (и траты при просадках) - это необходимость. Во-вторых, вновь становится актуальной тема импортозамещения. Писал в контексте энергетики об этом уже много, но сейчас просто нельзя не повторить. Понятно, что по всему спектру мы никогда не сможем заместить, для этого собственно и нужна валютная выручка, чтобы покупать, то, что не производим сами.

Но логично, что в сфере экспорта энергоносителей основное оборудование должны производить сами, иначе смысл теряется. В первую очередь, речь, конечно, об СПГ. Подозреваю, что если с ЯмалТ4 и Обским (ттт) всё будет ок, то всё на Ямале после "Арктик СПГ2" будет готовится на росс. оборудовании при текущем ходе вещей. И, конечно, интересно, что думает "Газпром" и "Роснефть" про свои заводы в текущей ситуации (там в планах импортные технологии, но может сейчас вообще всё отложат).

И конечно, не нужно удивляться недавнему решению по начале проектировки "Силы Сибири-2". И дело не только в том, что до реализации несколько лет ещё. И не только в том, что Европа на фоне декарбонизации не рвётся наращивать газ (а ресурсная база для Силы Сибири-2 - "европейская"). Важно, что в отличие (пока) от СПГ здесь рублёвые затраты и валютная выручка - если что доходность подкрутится девальвацией, как бы печально это не звучало.

Девальвация рубля конечно вещь неприятная для нас всех. Но в принципе это по-прежнему стимулирует импортозамещение, можно найти и плюсы. В той же электроэнергетике, наконец-то, дискуссия по газовым турбинам да и прочему оборудованию после припавшего на четверть рубля, надеюсь, всё же сместится в сторону отечественных решений, тем более, что рубль упал, а доходность ОФЗ (к которым привязаны выплаты по отборам мощности энергетикам) мало изменилась.

Отдельная интересная история - это нефте- и газохимия. Много было разговоров об экспортных перспективах, куча проектов недавно было анонсирована (Балтика (в паре с СПГ), Амурский завод "Сибура", плюс на Ямале планировал "Газпром"). Но там тоже куча иностранного оборудования, как всё это будет реализовываться в нынешних условиях, когда сырьё подешевело по миру, а цены на нефтехимию в лучше случае не растут.