Наконец, если говорить о "межвидовой" борьбе в мировом масштабе, то это конечно ВИЭ vs углеводороды. ВИЭ сейчас тоже непросто, много прогнозов с проблемами. На фоне ковида американцы сейчас перестают устанавливать солнечные батарейки на крыши, да и во второй половине года будут проблемы поважнее. Разрушаются производственные цепочки, а подорожавший доллар делает дороже ВИЭ для ряда развивающихся стран. Плюс к тому заканчиваются программы поддержки, ВИЭ придётся по-честному конкурировать. Но сдаваться "зелень" не намерена, на этом фоне (когда у ВИЭ проблемы, а нефтегаз и уголь дёшевы) есть все основания предполагать, что сейчас из всех орудий начнут бить для поддержки ВИЭ климатической повесткой. В общем, всё как обычно непросто, но главное весело и интересно. Кое-что из этого - описывал по ссылкам, одна колонка с прошлой недели, одна сегодняшняя.
https://ria.ru/20200409/1569759778.html
https://ria.ru/20200405/1569582821.html

Американская добыча нефти, если верить последней статистике, падает стремительно - с 13 млн (на недавних максимумах) до 12.3 млн, то есть 700 тысяч баррелей за месяц (для недели, закончившейся 10 апреля). Это неожиданно много. Почему?
С точки зрения "теории" списать всё на падение сланцев трудно. Ниже картинка из DPR (Drilling Productivity Report) отчётов EIA, на ней видно, на какой объём примерно падает добыча на старых скважинах за месяц по большинству месторождений. В сумме, вроде бы, и получаются эти 700 тысяч баррелей - максимально возможный объём снижения сланцевой добычи за месяц. Но это если вообще не вводить новые скважины. Но буровые работают, по их числу просадка уже сильная (с 680 до 504), но большая их часть всё же в деле.
Существует вариант, что сейчас бурят, но не заканчивают (гидроразрывом пласта и запуском) скважины вообще - это маловероятно. Данные по незаконченным скважинам есть только мартовские, количество DUC (drilled but uncompleted) даже уменьшается, т.е. если смотреть по марту, всё что бурилось - запускалось.

Ещё любопытный факт - Platts пишет, что Северная Дакота (Bakken) уже сократила на 175 тыс. б/д в марте, а в апреле доведут сокращения до 260 тыс. Это явное расхождение с тем, что отписывает "теория" DPR. Видимо, что-то останавливают принудительно.
Кроме того, вероятно, в текущем падении есть и старые традиционные "качалки" (на самых разных месторождениях) с микродобычей по тонне в сутки и меньше. Добывать на них становится нерентабельно. Вопросы, конечно, остаются.

Так или иначе, любопытно вспомнить недавние заявления представителей США (т.к. Штаты не хотели участвовать в искусственном регулировании добычи), что в ближайшие месяцы 4 млн баррелей сократятся естественным путём. Тогда они выглядели недостаточно убедительными - т.к. "сланец", как ожидалось, должен падать медленнее. Но если текущая динамика сохранится, может и правда США дадут в ближайшее время 4 млн б/д падения?
https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/oil/041420-north-dakota-rig-count-plunges-40-since-january-oil-storage-nearly-full-state

На днях вышел ежегодный обзор мирового рынка СПГ от GIIGNL. К слову, в прошлом году рынок вырос очень неплохо, на 13% до 354 млн тонн (конечно, в 2020 году всё будет совсем иначе). В обзоре публикуется интересный индикатор - доля спотовой торговли СПГ. Показатель все последние годы растёт. В этом году цифры таковы:
34% - доля "спота" и краткосрочных (менее 3х месяцев) контрактов, 27% - доля совсем "чистого спота".

Здесь нужно обратить внимание, что, за счёт трейдеров и посредников, СПГ может несколько раз менять владельца. Вероятно, что оценки производятся, когда СПГ приходит к конечному покупателю, импортёру (хотя и они часто перепродают топливо). Или же на стадии отгрузки? Методологию GIIGNL не раскрывает. А на рынках СПГ всё выглядит запутанней и запутанней. Пример: СПГ-портфель долгосрочных контрактов "Новатэка". Этот СПГ продаётся Gunvor, Shell и Total, все трое также являются СПГ-трейдерами, они могут перепродать СПГ, продать конечному покупателю по уже своим долгосрочным контрактам или на "споте".

Вчера Reuters опубликовал разбивку по компаниям, сокращающим добычу нефти в США. Что здесь интересного. Во-первых, цифры (около 700 мбд сходятся) с цифрами падения добычи от EIA (обсуждали двумя постами выше). Во-вторых, за большую часть сокращения ответственны три компании - ConocoPhillips, Occidential Petroleum и Chevron. C Oxy всё понятно, после недавно купленной Anadarko, ситуация с долговой нагрузкой ухудшилась крайней не вовремя. Оставшиеся две компании - мейджоры, которые ответственно подошли к проблеме. При этом, обращает на себя внимание, что даже в нижней части графика нет ExxonMobil . До последнего времени Exxon и Chevron проводили очень похожую стратегию - избавлялись от некоторых иностранных активов и инвестировали в американскую (и близкую к ней - Гайана у Exxon) добычу, в том числе активно и в сланцевую добычу. Но реакция на последние события очень разная. Chevron снизил добычу, Exxon - нет. (Продолжение ниже)

(Начало выше) Обращает на себя внимание и тот факт, что именно Exxon недавно выступал и против скоординированных сокращений добычи в США, когда они обсуждались. Это трактовалось многими наблюдателями как стратегия удержания низких цен на какой-то период для скупки обанкротившихся мелких сланцевых производителей. И вот теперь мы видим, что пока только Chevron резко уменьшил добычу на сланцевом месторождении Permian. Хотя обе компании работают там с близкими объёмами в пару сотен мбд, в недавних планах было за несколько лет довести добычу примерно по 1 мбд у каждой.

На этом фоне любопытно и то, что ещё до кризиса финансовое состояние Chevron оценивалось лучше, чем у Exxon, в том числе и по средней себестоимости добываемого барреля. Ещё по итогам неплохого в целом, но не очень удачного для Exxon 2019 года обсуждалась, что компания фактически вынуждена платить дивиденды в долг.

Итого, сейчас стратегии Exxon и Chevron разошлись: Exxon занимает более агрессивную позицию по ценовой войне (вероятно, в контексте скупки подешевевших активов?) при том, что её финансовое состояние непростое. Уже говорилось, что Exxon является финансовым аристократом, т.е. последовательно повышает дивидендные выплаты. Что будет в этот раз? CAPEXы, при этом, Exxon снизил наравне со всеми и даже чуть больше - на треть. Следим дальше.

Уже вскользь упоминал, но сейчас написал подробней про коронавирус, изменение климата и конкуренцию нефтегаза с ВИЭ.
Коронавирус заставляет нас пересмотреть многие аспекты нашей жизни. Любопытны и реакции в контексте глобального потепления. С одной стороны, обращают внимание климатические скептики, проявляется очевидное недофинансирование в медицине, есть жертвы. Нужно ли нам на этом фоне вбухивать деньги в борьбу с изменением климата, раз возможности государств по вложению в те или иные сектора в любом случае ограничены (классические "пушки против масла", но теперь "климат против "медицины").

Напротив, климатические алармисты говорят о другом. Мол, коронавирус это лишь маленькая проблема на фоне будущих трудностей из-за изменения климата, соответственно нельзя снижать накала борьбы с потеплением. В любом случае, сейчас мы видим спад спроса по всем типам энергоносителей. И, уже сейчас в кругах экологических активистов обсуждается, что текущая ситуация - уникальная возможность ограничить эмиссию углекислоты, и будущее восстановление экономики проводить с наращиванием доли "зелени".

Название нашумевшей в узких кругах публикации в The Guardian " Убьет ли коронавирус нефтяную промышленность и поможет спасти климат?" говорит сама за себя. Идея сторонников "ускоренного заката нефти" заключается в следующем: при 35 долларах за баррель для 75 процентов нефтедобывающих проектов не покрываются даже капитальные затраты. То есть, полная противоположность традиционной трактовки "дёшевая нефть = кризис электромобилей".
Мне честно говоря, это аргументация кажется надуманной. 35 - это временная цена, а даже при ценах 40-45 долларах нефт ещё долго можно будет обеспечивать рост. В виде скрытого предложения есть и наши ограничения (в том числе и последних лет) и все ограничения добычи ближневосточных стран (не говоря уже о недоступных миллионах баррелей в день подсанкционного Ирана). Закат нефти прогнозировать рановато, хотя это и не значит, что цены на нефть обязательно будут опять высокими, по $50+
При этом, электромобилей пока продаётся объективно мало, 2 миллиона в год (ожидается минус 43% продаж в этом году), а текущий спад нефти обусловлен всего лишь действующим парком традиционных авто, которые лишь временно остановились. (продолжение ниже). Подробнее - по ссылке.
https://ria.ru/20200418/1570193700.html

(продолжение, начало выше) Вторая арена борьбы - это ВИЭ и сектор электроэнергетики. Тут всё запутаннее. Да, газ и уголь дешевеют выработка э/э из них становится рентабельнее. Но при этом у ВИЭ (уже построенных) есть приоритет сдачи в сеть, поэтому для текущих объёмов выработки ВИЭ ничего не изменится (а их доля даже вырастет - за счёт снижения общего объёма потребления). Гораздо интереснее - что будет в будущем - то есть темпы ввода ветро- и солнечных станций. Ближайшие прогнозы уже предполагают падение новых вводов ВИЭ - но они связаны в основном с разрушением производственных цепочек, изменением курсов валют и прочее. Важнее - долгосрочный тренд и объём поддержки и требований регуляторов. И хотя по себестоимости ВИЭ уже конкурентны с традиционной генерацией, основная проблема - то, что ВИЭ не ответственны за поддержание мощности никуда не делась и с ростом сектора будет только увеличиваться.

При этом, в Китае 60% угольных станций уже убыточны. Разумеется, в убытках высок вклад низкого коэффициента использования установленной мощности - когда станции поддерживают мощность (а это очень большая доля в себестоимости угольных ТЭС), но вырабатывают мало. То есть, угольные станции расплачиваются за успехи "зелёной энергетики". Сейчас Китай уже сильно снижает субсидии в ВИЭ, хотя у него очень развитая своё производство ветряков и солнечных панелей, которые тоже нужно поддерживать.

На этом фоне есть все основания предполагать, что со стороны западных стран экологическая повестка с удвоенной силой сейчас будет использоваться для поддержки сектора зелёной энергетики. Уже пошло значительное число публикаций - на тему "коронавирус - расплата за плохое отношение к природе", из наиболее яркого - это призыв Папы Римского: "коронавирус -ответ природы на климатический кризис", и рекомендации ООН: одна из причин появления и распространения коронавируса - изменение климата. Уровень словесных интервенций очень высокий, но то ли ещё будет. Все гиперссылки и подробности - в тексте по ссылке в предыдущем посте.

Если Вы вдруг решили посмотреть в очередной раз, "А что там с Chesapeake Energy" (для тех, кто не следит, напомню, что это - компания-пионер добычи сланцевого газа и своего рода легенда отрасли, которая сейчас находится в крайне затруднительном финансовом положении), и обнаружили, что котировки уже по 14 долларов, не думайте, что произошло чудо. Просто на днях компания провела "укрупнение", т.н. reverse split сильно подешевевших акций по курсу 200 к 1. Соответственно, в "старых" ценах акции стоят всего 7 центов. Некоторые сервисы перерисовали всю историю котировок по новому размеру акции, так что будьте внимательны. Так или иначе, от своих исторических максимумов цены котировки сложились не в разы, а уже почти на три порядка (!), и наверное продолжать наблюдение дальше особого смысла не имеет, грех смеяться над околобанкротами, в конце концов. #chk

Написал, что происходит на газовом рынке. Там события развиваются немного по-другому, чем в нефтянке. Во-первых, масштабы падения спроса в газе всё же меньше, хотя у каждой страны свои особенности. Но США на удивление демонстрируют минимальное падение спроса, в то время как в других странах оно намного выше: к примеру в Индии это на уровне 20%, а в Евросоюзе на четверть упала выработка из газа на электростанциях.
Если представить, что был бы "газовый ОПЕК", то уравновесить цены было бы проще - добычу в газовой сфере подкрутить легче, чем в нефтяной, масштаб обрушения спроса меньше. Но такого картеля нет, а на этом фоне, газовая отрасль и до коронавируса, как мы помним, столкнулась с избытком предложения.

В результате, спотовые цены уже на уровне $2/млн БТЕ, что в Европе, что в Азии. Начнут ли рыночные силы влиять баланс спроса и предложения? Понятно, что производители давно уже покрывают только операционные издержки, вопрос в том, когда и доход даже по операционным издержкам уйдёт в отрицательную область?
Разумеется, тут вопрос в том, что считать операционными издержками? Как и ранее, предполагалось, часть таких издержек по сути является уже ранее понесёнными "капитальными" затратами. Наиболее яркий пример - экспорт СПГ из США . Газовозы в некоторых случаях в долгосрочном фрахте, а значит - это уже понесённые расходы. Остаются в качестве текущих расходов - только копеечные сейчас затраты на топливо.
Любопытно, что цены на газ в США даже на фоне коронакризиса имеют тенденцию к росту. Причин здесь три: стабильный внутренний спрос, падение буровых на газ (всё-таки при таких ценах добыча газа невыгодна). И третье - падение добычи нефти, ведь в нефти - до 20% вклад в газодобычу через попутный нефтяной газ.

В результате, цены на газ в США и ЕС уже "встретились" на отметке 1.9-2 доллара за млн БТЕ. Правда об остановке экспорта СПГ из США, что уже должно было наблюдаться в теории, речи не идёт. Сообщается об отмене 10-30 судов (т.е. 1-3 млрд кубов газа) в ближайшие месяцы, но это не так много на фоне общего объёма. Возможно свою роль в сохранении экспорта играет и тот факт, что на региональных хабах цены на газ ещё ниже (вплоть до отрицательных на пермиан, правда забрать оттуда газ непросто из-за дефицита газопроводов, оттого и такие цены). (Продолжение ниже).

(Продолжение. Начало выше). Итого: США сокращают экспорт СПГ, но очень помаленьку. Если же говорить только о Европе и трубопроводах: Ливия и Алжир уже снизили экспорт в Италию более чем в два раза. Норвегия снижает, но не сильно. Россия на этом фоне пока не снижает трубопроводный экспорт, хотя он в целом после украинских событий в этом году на 20% ниже. Но непосредственного от коронавируса снижения пока нет.

Что дальше? Всё будет зависеть от карантинов. Европейские ПХГ заполняются быстрее обычного, при том, что и опустошены они были в этом году слабо. И в какой-то момент будут досрочно заполнены. На этом фоне час славы ожидается у украинских газовых хранилищ, которыми европейские трейдеры воспользуются, чтобы закачать газ по сверхнизким ценам.
Теперь о перспективах. Platts предсказывает рынку СПГ в этом году рост на 4%. Конечно, прогноз - это только прогноз, но неплохой на фоне всех проблем в мире. Посмотрим.

Существует мнение, что коронавирус также может создать проблемы на стороне предложения, что поддержит цены. Пока таких ограничений не наблюдается, хотя в некоторых центрах добычи уже зафиксированы вспышки. Если же говорить о будущих, новых поставках, то здесь такая проблематика существует. В том числе и у нас в Мурманске, где строятся гравитационные платформы для "Арктик СПГ-2". Но, наиболее ярко это проявляется в Мозамбике на стройке завода Mozambique LNG. Там и вспышка вируса, и новые атаки экстремистов. Всё это, вероятно, сдвинет запуск мозамбикских заводов (а Мозамбик - один из крупных новых центров СПГ). И хотя речь, тут идёт о перспективе нескольких лет, замедление мировой экономики снизит темпы роста спроса на газ и после отмены карантинов. Поэтому если новые производства запустятся чуть позже, чем ожидалось, в среднесрочной перспективе это поддержит мировые цены на газ и СПГ. Подробнее - как всегда по ссылке.
https://ria.ru/20200423/1570415515.html

В сборнике Platts вышла статья про трансформацию (в рамках энергоперехода) нефтегазовых компаний. В статье - инфографика по текущим и плановым объёмам ВИЭ у majors. Сразу видно, кто более - зелёный, а кто - совсем не зелёный (спойлер - Exxon), впрочем эта разбивка была примерно понятна и ранее. На что хотелось бы обратить внимание. Даже если просуммировать все ВИЭ-мощности установленные нефтегазом, то получается около 7 ГВт (в планах - кратный рост). Для сравнения, только мировая ветроэнергетика сейчас оценивается примерно в 650 ГВт, примерно столько же (чуть больше) по мощности солнечных панелей. То есть, сейчас ВИЭ под контролем нефтянки - это около 0,5% рынка. В свою очередь, доля инвестиций "нефтянки" в ВИЭ - менее 1% от их общего объёма. (хотя для некоторых компаний заметно больше). И хотя доля, конечно, будет увеличиваться, но за модными разговорами о трансформации нефтяных компаний (сам писал недавно про это колонку), нельзя забывать, что пока это всё же разные миры.
Рисунок: Platts.

Коллеги из РБК взяли интервью у главы "Оператора ГТС Украины" С.Макогона. Ответы во многих случаях оказались формальными, наверное другого и ожидать было сложно. Но есть и некоторые интересные цифры (большинство из них можно найти, покопавшись в статистике, но тут всё в готовом виде). Пишу вперемешку с собственными комментариями и рассуждениями, так что в чистом виде - читайте в интервью.

По транзиту. Сейчас "Газпром" суммарно транзитирует через Украину 150 млн куб.м в сутки из 178 млн куб.м оплаченных по "качай-или-плати", т.е. 28 млн остаются лишними. Объём загрузки неплохой, в начале года было и много меньше. Важный момент - насколько понял, переносов неиспользованных объёмов нет никаких вообще, даже в течение месяца, они "сгорают" в ежесуточном режиме.

Самое интересное - по подземных хранилищам (ПХГ). Уже писал недавно, что в этом году для ПХГ Украины наступает звёздный час, так как избыток предложения газа очевиден, цены сверхнизкие, а хранилища в Европе заполнятся рано. "Оператор ГТС Украины" ожидает, что в этом году будет доступно для закачки внешними трейдерами 10 млрд куб.м. (из 31 млрд, но как мы знаем, на самом деле там около 26, остальное - часть буферного газа. Т.е. 16 млрд оставят для закачки под собственные нужды). Но ожидания по закачке со стороны внешних трейдеров намного меньше - 5-6 млрд, а в прошлом году иностранцы закачали 2.4 млрд.

Самая интересная цифра - озвученная стоимость хранения. Этот 10 долларов за цикл, что (как указывается, и это похоже на правду, в 3-5 раз дешевле, чем в ЕС). Действительно, падение цен на газ очень сильно испортило экономику хранения (об этих проблемах много писали ещё несколько лет назад), так как с падением цен снизилась и дельта между зимними и летними ценами. На этом фоне украинские ПХГ экономически выглядят очень привлекательно. И, если, даже несмотря на очевидную экономическую привлекательность и конкурентоспособность, интерес трейдеров умеренный - не говорит ли это о прочих рисках использования украинских хранилищ? Следим дальше.
https://www.rbc.ru/interview/business/29/04/2020/5ea7f3ea9a79470cffbcb550

Многие из нас традиционно вечером в пятницу смотрят статистику работающих в США буровых от Baker Hughes (BH). Недавно стал обращать внимание, что кое-где стали публиковать статистику уже в четверг вечером или в пятницу днём. Удивился, но разгадка вскоре пришла. Оказывается, по четвергам свою статистику теперь даёт Enverus (бывшая Drillinginfo). На сайте в открытом доступе я её не нашёл, но platts публикует в своих новостях (см. ссылку). Когда стали публиковать - не скажу, может давно и промазал (?), а может совсем недавно. Самое интересное, что цифры отличаются и сильно. Причём различия связаны не только с отчётными периодами. Буровые на газ - BH даёт сейчас 81 установку, а Enverus - 117 (!). Для сравнения, у BH 115 по газу было ещё в начале января. Будьте внимательны при сравнении данных. По нефти разница совсем не такая большая - 325 - у BH , 315 - у Enverus. Заодно отмечу, что число буровых на нефть, с 13 марта упало больше чем в два раза - с 683 до 325, но это уже везде написали, конечно. https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/natural-gas/043020-us-oil-gas-rig-count-falls-59-to-432-as-oil-collapse-extends

Написал немного про ветроэнергетику - что происходит в мире, и что это означает для России. Напомню, что относительно недавно у нас в секторе произошли два важных события: (1) первая отгрузка лопастей ветрогенераторов на экспорт и (2) очередной этап обсуждения концепции "новая поддержка отрасли в обмен на обязательный экспорт оборудования".

Если же посмотреть что происходит в мире, то прогнозы говорят о 77 гигаватт ежегодных приростов в ближайшие 10 лет (из-за ковида будет на ближайшие год-два пересмотр вниз). Это неплохо, и больше чем ежегодные приросты в последнее время, но тем не менее это уже сформировавшийся рынок без возможности явного роста самих производственных мощностей ветряков Хотя внутри рынка будут перераспределения оншор-офшор, по мощности ветряков, и главное - по географии производств.
Олигополии здесь нет но 55% рынка принадлежат 4 компаниям - датская Vestas, формально испанская Siemens Gamesa, китайская Goldwind, американская GE.
В свою очередь, две из этих компаний являются технологическими партнёрами российских инвесторов в ветряки - Vestas - у ФРВ ("Роснано", Фортум), Siemens Gamesa - у Enel. У третьего участника "Росатома" - партнёр Enercon (входит в 10ку крупнейших).

Если же посмотреть на географическое распределение компаний в мире, то видно, что китайские компании работают преимущественно в Азии, GE - в США, у Vestas - заметный выход на США, и, разумеется, Европа. Но это - поставки ветряков. А что с производством оборудования? Понятно, что Китай делает преимущественно у себя. А вот Индия много делает для зарубежных фирм (74% от всего производимых компонентов ветряков). Много публикаций о намерениях сделать из Индии своего рода цех для экспорта компонентов.
Теперь на основе этой картины, вновь вернёмся к России. Понятно, что у нас сектор развивается в очень умеренных объёмах (примерно 0.5% от мировых вводов), лишь бы иметь хоть какие-то компетенции на всякий случай. Всё-таки газовые ТЭС и дешевле, и главное не имеют проблем с непостоянством. Но иностранцы интересуются и заходят. Почему? Во-первых, всё-таки какая никакая - это точка роста, да и на "чужие" рынки попасть не всегда просто. Но главное: в какой степени им интересен не сам российский рынок, а создание производств под экспортные поставки? Любопытно, что Vestas недавно сократил 400 человек, но преимущественно в родной Дании (из 4000 работников там), а сотрудников по миру (а их 25000) оставил.
В самом упрощённом варианте: чем мы хуже Индии в этом смысле? Конечно, понятно, чем - из Индии экспорт пойдёт вероятно в страны АТР. Плюс остаётся вопрос логистических проблем (традиционный для габаритных элементов ветряков). Тем не менее, шанс "отщипнуть" у той же Индии кусочек экспортных производств остаётся. Помимо успешного экспорта лопастей, у нас уже есть и СП (Роснано, испанская Windar и "Северсталь") по производству башен генераторов - пока для российских проектов, но в будущем ожидается и экспорт.

В общем случае наши производства должны быть конкурентоспособными для экспорта - рубль дёшев, есть инженерные кадры. Но понятно, что на начальном этапе себестоимость будет выше. Остаётся главный вопрос, какую обязательную долю экспорта правительство должно сделать в качестве условия второй программы поддержки ВИЭ - с одной стороны, чтобы не распугать инвесторов. А с другой - чтобы всё же в происходящем был смысл для нашей страны. Подробности, с гиперссылками на упомянутые цифры, графики - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200502/1570863685.html

Сегодня в одном популярном тг-канале увидел рекомендации известного инвестбанка по "Роснефти" и "Газпром нефти". Рекомендации, как видно, противоположные. Любопытно, что вчера обе компании торговались почти 1в1 на одном уровне (Роснефть - 331 рубль, ГПН - 329.5 руб, цены закрытия). Никаких рассуждений и выводов не будет, я просто оставлю это здесь, а через год, а может и раньше, посмотрим. #вотипосмотрим

Новости украинской зелёной энергетики (по данным elektrovesti .net): ВИЭ на Украине производят 8% электроэнергии и забирают 26% денег энергорынка. А уж зрада це, чи перемога, решайте сами.

Написал немного по газопроводным войнам. Многое уже раньше обсуждалось, но сейчас события пошли кучно. Совпадение? Итак, трубоукладчик "Академик Черский" после долгого путешествия добрался до Германии, есть шанс что к началу 2021 года "Северный поток-2" (СП-2) будет запущен. И - практически одновременно с этим, немецкий регулятор напомнил, что, скорее всего, разрешит использовать СП-2 только на половину мощности.
Естественно, официальная причина - новые правила европейского газового рынка. Однако, как мы помним здесь бывают и исключение. Стоит отметить, что ещё на этапе строительства, учитывая известные проблемы с СП-1, юристы российской стороны в выстраивании конструкции пытались в максимальной степени оградить новую трубу от аналогичных трудностей. Тем не менее проблема сохранилась. Спор, конечно, еще не завершен и будет продолжен.
При этом, мало кто сомневается, что в реальности либерализация газового рынка Европы - это в лучше случае 50% причины ограничений. Остальное - политическая целесообразность. Это видно даже по СП-1, прокачку по которому то полностью разрешали, то ограничивали в разные периоды.

Но на ближайшие 4 года Украина будет гарантированно получать деньги за прокачку 40 млрд куб.м в год, при любом развитии событий. Чего же беспокоиться? Возможно дело в том, что на подходе аналогичная проблема у польского коридора, где контракт заканчивается в мае. Варшава, кстати, грозилась повышением цены, но в результате "Газпром" забронировал мощности на третий квартал по ценам транзита практически равным текущим. Вероятно, на фоне достройки СП-2 решили никого не нервировать, хотя на летний период при текущем спросе без этого маршрута можно было бы обойтись даже сейчас.

Нужно отметить, что СП-1 сейчас на полную мощность загружен только по удачному стечению обстоятельств (ведь в сентябре 2019 года по польскому иску вновь были введены ограничения). Как известно, ограничения применяются к сухопутной части (газопровод OPAL). При этом одна из двух веток аналогичной сухопутной части для СП-2 (газопровод Eugal) уже построена, но т.к. морской части СП-2 пока нет, в неё идёт газ из СП-1, что позволяет использовать последний на полную мощность.
То есть в самом негативном варианте после запуска СП-2 у нас будут наполовину загруженные СП-1 и СП-2 (за счет ряда особенностей учета, скорее всего, не наполовину, а на 60-70%, но понятно, что ситуация это неприятная). Оставшиеся 50%, как известно, разрешается использовать другим участникам рынка.

Решение проблемы конечно возможно, хотя оно вытекает за рамки действующих схем продаж. Во-первых, это продажа газа европейским потребителям уже на входе в морские трубы. Не зря "Газпром" активно развивает свою ЭТП, правда продажи сейчас идут с точками сдачи в Европе.
Второй вариант - допуск прочих российских производителей на европейский рынок. Текущие сверхнизкие цены конечно восстановятся, но былой премиальности рынка уже не будет. В результате, "Газпром" в меньшей степени может сопротивляться допуску других участников в экспортный канал.

Ещё одна новость мая - начато строительства Baltic Pipe, трубы из Норвегию в Польшу. Событие скорее символическое, тем более, что морскую часть будут строить через год. В несимволическую плоскость его переводит другой аспект — Baltic Pipe пересекает газопроводы СП-1 и СП-2, а значит требуется согласование и координация с операторами и строителями российских газопроводов.
Что будет с польским коридором в будущем? Сейчас многое зависит от сроков достройки СП-2 и условиях по ограничениям работы на полную мощность (СП-1 и СП-2). Но в целом, польский маршрут оказывается для "Газпрома" дёшев, поэтому если Польша и в дальнейшем не повысит тариф, то вероятность сохранения маршрута велика при любом развитии событий с другими трубами. Чуть подробнее - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200510/1571220971.html

Небольшой комментарий для "Спутника" по ценам на газ для Беларуси (а это 127 долларов за тысячу кубометров) и их соотношению с российскими и европейскими тарифами:
Действительно, сейчас цены на газ для европейского рынка оказываются ниже, чем цены на газ для Беларуси. Почему так получилось?

В настоящее время в Европе, да и в Азии, биржевые цены на газ находятся на очень низком уровне, что связано с избытком предложения на фоне коронавируса. Это около 2 долларов за млн британских тепловых единиц (БТЕ), что соответствует около 70 долларам за тысячу кубометров. Возможно и дальнейшее снижение цены. Но такие котировки не отражают полные затраты производителей, даже по операционным расходам часть из них работает уже в убыток. Нынешняя ситуация уникальная и временная. Недавно мы наблюдали и отрицательные цены на нефть, но это же не означает, что импортёры могут требовать долгосрочных поставок нефти с доплатой от производителей.
Кроме того, часть газа (около трети поставок) «Газпром» продаёт в Европу с нефтяной ценовой привязкой, цены там несколько выше биржевых.

Если же говорить о "здоровых" ценах на газ и СПГ для Европы, то они должны находиться на уровне никак не меньше 175 долларов за тысячу кубометров. Что, заметно больше, чем цены для Беларуси. При этом, цена для Беларуси фиксированная, то есть когда цены на газ в Европе вырастут, Минск будет получать газ по своей, ни от чего не зависящей, цене.

Как изначально сформировалась эта цена? Значительную часть себестоимости газа составляют расходы на доставку. Ещё в 2012 году цены на газ для Беларуси были установлены на уровне (незначительно выше) цен для газ для Смоленской области и рассчитывались по похожим с российскими ценами методиками. Но при этом транспортный тариф для поставок в Беларусь был зафиксирован в долларах. Когда рубль вследствие девальвации ослаб, это привело к тому, что цены на газ (в пересчёте на доллары) для западных регионов России и Беларуси сильно разошлись.

Сейчас, кстати и российские потребители получают газ по ценам лишь незначительно ниже европейских. Таковы парадоксы ценообразования на коротких промежутках времени. На длинной дистанции всё расставится по своим местам. Достаточно сказать, что в прошлом году средняя цена реализации российского газа в Европе составила 203 доллара за тысячу кубометров, но Беларусь в любом случае получала газ по своей цене в 127 долларов за тысячу кубометров.
https://sputnik.by/economy/20200515/1044690725/Vozmozhno-li-snizhenie-tseny-na-gaz-dlya-Belarusi--mnenie-ekspertov.html

Написал немного по последним новостям на газовых рынках. Итак, хранилища всё заполняются и заполняются досрочно, некоторые наблюдатели уже предполагают околонулевые цены. Побороть это всё было бы просто, будь "газовая ОПЕК", но её нет. Впрочем, некоторые, ответственные экспортёры всё же ограничивают поставки, по сути появляются негласные самоограничения. "Газпром" уже запланировал на 17% ниже экспорт в Европу, Норвегия ограничивает и трубу, и остановила на профилактику завод СПГ.

Но когда мы говорим о газовых войнах, сразу вспоминается Катар. В 2009 году он уже заваливал Европу дешёвым СПГ по $4/млн БТЕ (правда эта "низкая" цена в два раза выше тех цен, что мы наблюдаем сейчас). Агентство Bloomberg обсуждает, какую стратегию выберет Катар в этот раз - ценовая война или самоограничения?
На мой взгляд, второй вариант более вероятен. С 2009 года многое изменилось, и теперь Катар с США в одной связке по газовым вопросам, а Штаты заинтересованы в высоких ценах. Ведь больше года назад начата реализация в США завода Golden Pass LNG (СП Qatar Petroleum и ExxonMobil). Конечно тот завод ещё не построен, но главное - то решение ещё раз подтвердило стратегическую связку Катар-США. Демпинг сейчас Катару ни к чему. Ситуация чем-то напоминает историю с КСА, когда королевство объявило даже о дополнительных (сделке к ОПЕК++) снижениях добычи после угроз США вывести часть своих вооружённых сил из страны.

Остаётся главный вопрос. А зачем сейчас Штатам гарантированно высокие глобальные цены на газ, раз их производители в любом случае получают гарантированный платёж за сжижение?
Во-первых, сохраняющейся экспорт позволит получит дополнительный доход за счёт продажи самого газа (уже в виде СПГ). А для этого необходимо чтобы глобальные цены были хоть на полдоллара-доллар выше внутренних. Сейчас цены почти сравнялись, экспорт СПГ из США по ряду причин всё же сохраняется, но уже упал на треть от максимумов конца марта.

Второе, и главное. Вся эта нынешняя история очевидно нервирует покупателей (оффтейкеров) американского СПГ. Хотя последнее время цена на мировом рынке не покрывала полную стоимость производства ам.СПГ, но при перепродаже хоть частично возмещались убытки обязательного платежа. Сейчас покупатели просто не забирают свой СПГ, но платят обязательный платеж.
На этом фоне Freeport LNG запускает новую третью линию, не откладывая. А зачем, ведь построились, теперь главное запуститься и получать обязательный платёж. Среди несчастных покупателей, кстати, и Total, получившая этот 20-летний контракт от Toshiba около года назад с доплатой (!) в $800 млн. Китайцы из ENN долго думали и отказались (доплата предлагалась такая же), а Total согласилась.

При этом, ни о каком пересмотре контрактов "в связи с новыми рыночными условиями", как мы видим для поставок сетевого газа в ЕС, а иногда и для СПГ, в случае СПГ из США речи не идёт.
Покупатели ам.СПГ (а это часто трейдеры) могли бы надеяться, что отказ от СПГ приведёт хотя бы к остановке заводов, что поддержит глобальные цены. Однако, рассматривается вариант, когда грузы СПГ, от которых отказываются покупатели, будут самостоятельно продаваться компаниями - владельцами заводов: ведь фиксированного платежа, полученного за сжижение с лихвой хватит, чтобы купить на эти деньги и газ для сжижения. Конечно, сверхприбыли заводы СПГ от этого не получают (кредиты на постройку завода по сути также нужно платить из того самого обязательно платежа), но и саморегуляции рынка в таком случае не происходит.

Какие выводы? Понятно, что сейчас все американские заводы СПГ т.н. "второй волны" отложены в долгий ящик. Время пройдёт, рынок восстановится, но состоятся ли эти проекты в США. И если да, найдутся ли покупатели по "сжижай-или-плати" на прежних условиях? Или они потребуют, например, меньший обязательный платёж в случае отказа от покупки? Покупатели СПГ из США уже давно в "минусах", но текущий кризис ребром поставил вопрос о востребованности американской модели продажи СПГ в будущем. Подробнее и с гиперссылками - в тексте.
https://ria.ru/20200516/1571513774.html

В прошлом году продажи электромобилей (EV) в мире составили 2.2 млн штук. В этом году МЭА прогнозирует даже небольшой рост в секторе в абсолютных цифрах, см. рисунок. (даже на фоне 15% падение продаж традиционных авто). Что здесь интересно? Месяц назад WoodMac прогнозировал в текущем году падение продаж электромобилей на 43% (до 1.4 млн штук). С причинами можно ознакомиться по ссылке. https://www.woodmac.com/news/opinion/electric-vehicles-coronavirus-wreaks-havoc-across-the-supply-chain/ Понятно, что прогноз МЭА вышел спустя месяц, когда пессимизм связанный с COVID-19, уменьшился. И тем не менее, разница в прогнозах существенна.

Пока в Европе даже сильный рост продаж EV в 1квартале, но половина мировых продаж - это Китай, где уже по прошлому году был спад из-за отмены субсидий. Азия, кстати, может активней среагировать на подешевевшую нефть (в пользу традиционных авто), т.к. климатическая повестка в АТР не так популярна по сравнению с ЕС.
Проверим через год (даже раньше). #вотипосмотрим