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

Нефтяные и газовые компании (и наши, и зарубежные) некоторое время назад отчитались за первый квартал, результаты, не ах какие. У кого-то резкое падение прибыли, у кого-то прямые убытки. Тут, правда, нужно смотреть - часто убытки бумажные и связаны с курсовыми разницами и/или переоценкой активов. Но это был относительно неплохой первый квартал, второй квартал окажется похуже, и если бумажных убытков уже не будет (или будет меньше, ведь рубль сейчас только крепнет), то операционная прибыль просядет основательно. Причины понятны, и повторять неудобно: падение цен и обрушение спроса, какое, даже затруднительно сказать, когда мы видели последний раз. Удивляет другое - "смакование" этих результатов критиками, как будто всё происходящее не является очевидным форс-мажором. (почему-то к проблемам авиации отношение нейтральное, не говоря уже о МСП, где, сплошное (и справедливое) сочувствие). Причём, процесс идёт вне зависимости от политических предпочтений - только "славянофилы" ликуют, указывая на убытки нефтегазовых majors, а наши "западники" с упоением обсуждают не самые лучшие результаты российских компаний.

Про межкорпоративные конфликты, идущие по линии телеграмм-каналов, лучше умолчать. Смотреть на это достаточно печально - и, иной раз, по слабому качеству или искажению фактов в тех или иных публикациях (анонимность всё спишет), но главное - необходимый национальный консенсус в этих разборках вообще отсутствует. Да внутренняя конкуренция и споры нужны, важны и ведут к эффективности. Но почему проблемы той или иной нашей компании по объективным факторам, в т.ч. и на международной арене - не причина для общих переживаний, а лишь повод пнуть конкурента?

Но больше всех оживились "зелёные" по всему миру - увидев в текущих проблемах какие-то кардинальные сдвиги в сторону ВИЭ. Пока здесь есть одно справедливое соображение для обсуждений - как повлияют новые модели поведения на спрос на нефть? Но и здесь всё неочевидно. С одной стороны, больше он-лайна, меньше поездок и перелётов. С другой - больше индивидуальных поездок (чтобы уменьшить контакты), а в перспективе - рост интереса к собственному загородному жилью (и, соответственно, более интенсивное использование собственного транспорта).

Так или иначе, очень "зелёный" BNEF (bloomber new energy finance) даже в своём самом свежем прогнозе (т.е. когда все риски covid уже учтены) предполагает, что пик нефти в сфере дорожного транспорта будет достигнут только в 2031 году, а к 2040 года спрос будет находиться на уровне 2019 года. Хотя агентство вполне себе топит за электромобили, оно признаёт, что суммарный спрос и автопарк будут расти быстрее.

В этом контексте интересно взглянуть на фондовый рынок. Он что-то не видит заката нефти. Понятно, что акции - это специфическая область, с большой историей, скажем так, последующих разочарований. И тем не менее, последнее время стал больше обращать внимание на этот индикатор - всё же покупатели рискуют реальными деньгами, а не за "поговорить в интернете".

Да, мы, знаем, что рынки могут быть (а) иррациональны, (б) пузыриться и (в) ошибаться, знаем про QЕ, и падение ключевых ставок. Но тем не менее (не является инвестрекоммендацией). "Лукойл" и "Роснефть" уже почти на уровнях прошлого года, "Газпром" дороже, чем до событий примерно годовой давности (когда было объявлено о новой дивполитике), примеры можно продолжать. И это при том, что текущая ситуация объективно достаточно печальна, особенно по ценам на газ. Но на глобальный закат всё это как-то непохоже.

Нельзя не отметить, что нефтегаз сократил в этом году CAPEXы на 25-30% и уже пошли разговоры про риски недоинвестирования и рост цен в будущем. А представим (гипотетически), что компании сказали: ну раз такая история, больше не инвестируем, докачиваем, что есть и сворачиваемся. Дальше - "зелень". То же МЭА первое начало бы паниковать.

Недавно обсуждали, что отгрузки американского СПГ падают слабо, всего на 30% от мартовских максимумов. Падение объёмов продолжается. Сейчас компания ICIS публикует свои оценки (см. рисунок), согласно которым майские отгрузки уже на 50% ниже максимумов. Альтернативный источник - данные по поставкам газа для сжижения на заводы - показывает близкие цифры. Владельцам заводов не выгодно снижать загрузку линий по сжижению, резко падает эффективность, есть технологические ограничения, поэтому они "упираются" до последнего, и сами начинают производить СПГ без прибыли (или с убытком) на мощностях, от которых отказались "оффтейкеры". Кроме того, отключать выгодней целую линию, а оставшуюся загружать по максимуму. Цены на газ в Европе ($1.3/млн БТЕ) уже значительно ниже цен на газ в США, это фьючерс ближайшего месяца. А спот в Европе уже на уровне $1 ! Если не будет самоограничений, нулевые цены близко. Начинается самое интересное, для всех экспортёров. Пристёгиваем ремни, запасаемся попкорном.

Написал про наши планы по развитию нефтегазохимии. Последнее время много говорится о важности развития этого направления. Причины понятны: бОльшая добавленная стоимость, известные текущие трудности со сбытом углеводородов, а в долгосрочной перспективе десятилетий - энергопереход и падение спроса на ископаемые энергоносители. Спрос на пластики и другую нефтехимию по прогнозам будет опережать рост ВВП, хотя, правда, последнее время появились и более осторожные оценки на фоне "мусорной тематики" и переработки вторсырья. Всё это так, и сектор развивать безусловно нужно. В то же время необходимо помнить о следующих вещах.

Во-первых. Нефтехимия в любом случае будет составлять небольшую долю от потребления нефтегаза в сфере электроэнергии. 250 млн тонн в год - весь мировой спрос на полимеры. Это менее половины от всей российской нефтедобычи (не считая газа, которого ещё столько же по массе). Или же 5% от всей мировой нефтедобычи. В России же в подобную переработку вовлекается около 10 млн т (всего 1% от нашей добычи нефть+газ), и даже если за ближайшие годы мы удвоимся, соотношение нефтехимия/энергетические нужды останется невелико.

Во-вторых, ровно те же перспективы видят многие наши конкуренты. А потому - активно развивают сектор и конкуренция здесь велика. Есть ли у нас конкурентные преимущества? Скорее нет. Казалось бы, они должны быть по дешёвому сырью, но на нефтехимию идут этан, пропан-бутан, лёгкие фракции нефти. Всего этого в избытке дала сланцевая добыча в США, цены особенно в США упали, особенно это заметно по этану, который торгуется чуть дороже природного газа (метана), а иной раз и просто не выделяется (оказывается дороже). А падение цен на нефть привело и к удешевлению нафты - ещё одного источника сырья для нефтехимии.

По технологиями, оборудованию и прочее - всё чем-то напоминает ситуацию в СПГ. Большая зависимость от импорта, но какая-то доля в структуре кап.затрат всё же будет российская. Конкурентных преимуществ скорее нет.
Третья составляющая - транспорт. Тут тоже всё понятно - добыча сырья в глубине страны, транспортные расходы и по сырью и/или по продукции. В мире же стараются делать многое на побережье. Тут мы скорее проигрываем.

Всё это хорошо иллюстрируется реальностью. За последние годы у нас построился только "Запсибнефтехим" "Сибура", хотя проект, конечно, гигантский. Производства полиэтилена и полипропилена в 1кв. в рез-те скакнули на 59% и 37%. Что дальше?
Реализация почти всех новых проектов завязана на принятие закона об обратном акцизе на этан и СУГ: это прямая финансовая поддержка нефтехимическим производствам (которая должна окупиться через налоги в будущем). Суммы, кстати, там немаленькие. Обр. акциз на этан запланирован в 9 тыс. рублей за тонну этана.

Инвестрешение по "Амурскому ГХК" напрямую увязано на эти обратные акцизы, хотя казалось бы - рядом Амурский ГПЗ, которому в любом случае нужно будет продавать тяжёлые фракции сырья. И, тем не менее, без поддержки оказывается невыгодно.
Второй крупный проект - "Балтийский ГХК", интегрированное производство газопереработка + газохимия + СПГ, тоже претендент на получение такой поддержки.

Итого. Конечно, производства нефтегазохимии важны и нужны, и развивать их нужно. Но панацеи тут нет. Конкуренция велика, себестоимость и окупаемость приходится тщательно считать. Из-за большой доли импортных технологий мультипликативный эффект на экономику крайне умеренный. На рынке скорее избыток продукции, на фоне covid кое-где по миру даже отменяются пиролизные проекты, одновременно часть новых заводов начинается строиться, что добавит в будущем нового предложения (ещё одна параллель с СПГ). Чуть подробней обо всём- в самом тексте.
https://ria.ru/20200525/1571920896.html

И немного вдогонку про нефтехимию. Ещё в понедельник Игорь Шувалов (ВЭБ) сообщил, что в для строительства "Балтийского газохимического комплекса" могут привлекаться средства граждан, цитата: "Мы считаем, что можно создавать фонды коллективных инвестиций, куда люди будут заинтересованы вкладывать, понимая, что они, например, акционеры Усть-Луги". Понятно, что это только наброски, но на простое долговое финансирование (типа ОФЗ-н, но для Балтийского ГХК), это непохоже. Что здесь интересно (помимо возможности поучаствовать для желающих)? Если решение реализуется, это означает, что будут проведены определённые оценки стоимости проекта, своего рода "условное IPO". Надеюсь, в таком случае мы увидим при размещении этих бумаг экономический анализ для самого ГХК, а возможно и для всего сложного интегрированного проекта (труба из Сибири + ГПЗ+ ГХК + СПГ). ГХК полностью реализует сама "Русгаздобыча", СПГ+ГПЗ - на паритетных условиях с "Газпромом".

Да и в целом, в отличие от "чистого" нефтегаза, аналитическое покрытие нефтехимии, по крайней мере в открытом доступе, намного хуже, некоторые вещи приходится искать по крупицам. Связываю это в т.ч. с отсутствием в РФ крупных публичных компаний.
Как известно, "Сибур" уже несколько раз откладывал своё IPO, сначала хотели достроить "Запсибнефтехим", чтобы выгоднее разместиться, потом подпортилась конъюнктура рынка, а сейчас с ковидом восстановление обещает быть ещё более долгим.
На мосбирже, правда, торгуются акции Нижнекамскнефтехима (НКНХ), и Казаньоргсинтеза, но там преимущественно речь идёт о работе старых, ещё советских предприятий (на НКНХ, правда, строятся сейчас новые мощности), и вопрос возврата инвестированного капитала так остро не стоит.

Написал очередной обзор ситуации на газовом рынке. Которая продолжает оставаться непростой - цены в Европе - 46 долларов, в Азии - 70.
В результате, даже "Газпром", традиционно старающийся сохранить долю рынка, начинает снижать экспорт (помимо 20%-падения с начала года). Поставки по газопроводу "Ямал-Европа" (т.е. через Польшу) снизились до нуля. Этому помогло окончание 16 мая долгосрочного контракта, и сейчас "Газпром" бронирует мощности на определённые периоды. На 3квартал забронировал 80%, на июнь - 94% (зачем?), а на конец мая - минимальные объёмы, а сейчас и их не используют. Так удалось немного сэкономить в период сверхнизких цен.

Но экспортёрам трубопроводного газа, в общем-то, чуть проще прикрутить кран. А что с СПГ? Поставки из США уже падают до почти 50% от максимумов, но это всё равно много. По правилам, они должны были остановиться: цены в Европе на газ сильно ниже чем внутренние цены в США, в Азии - всего лишь чуть больше. Одна из причин - желание сохранить загрузку заводов, иначе падает эффективность сжижения.
Но ту же логику (сохранение загрузки) можно применить и к другим производителям. Поэтому Катар пока скорее агрессивен на рынке, Россия в апреле даже увеличила экспорт (год к году, к прошлому месяцу небольшое снижение), а в 1 квартале загрузка "Ямал СПГ" составляла 122% от проектной мощности. И, в отличие от США, и Катар и Россия получают дополнительную прибыль от сопутствующей продажи конденсата, поэтому операционная (за вычетом кап.затрат, и других обязательных платежей - а это, например, аренда тех же газовозов ледового класса в нашем случае) себестоимость СПГ остаётся небольшой. А платежей по природной ренте для "Ямал СПГ" пока вообще нет!

У "Газпрома" в чём-то ситуация похожая, большая часть трубопроводов находится под контролем самого "Газпрома" либо работает по принципу "качай или плати". Персонал тоже на местах и в любом случае получает зарплату. Топливом для газоперекачивающих агрегатов является тот же газ. В результате газ (по операционным затратам) оказывается выгодно продавать по ценам в 50-55 долларов за тысячу кубометров.

Но самое главное - что дальше? Здесь Катар также делает агрессивные заявления (планы расширения с 77 до 110 млн т к 2025 году и до 126 млн). Строго говоря, цифры эти были известны давно, но сейчас можно было бы надеяться, что страна всё же скорректирует эти планы. Тем более, что это совсем не понравится Штатам. В таком сценарии давление на будущие цены на СПГ вновь возрастёт, они едва ли поднимутся в среднем выше $6-7/млн БТЕ, и как минимум про некоторые проекты СПГ в США можно забыть. Тем не менее, пока позиция такова, смотрим на реальные сроки. Чтобы запуститься в 2025 году, строить желательно начать уже в следующем!

Сильно обижаться на Катар, даже неудобно. Ведь Россия сама в минимальной степени (если вообще) корректирует планы по строительству новых производств. Всё же за некоторым исключением наши новые проекты СПГ оказываются конкурентоспособней многих других проектов в мире.
И, конечно, многое будет зависеть от спроса. Tellurian (Driftwood LNG) ещё в январе предсказывал дефицит (!) в 200 млн тонн к 2025 году. Понятно, что они топили за свой завод. Но разгадка проста - в этом прогнозе ежегодный прирост спроса составлял 9.3%, что выглядит достаточно оптимистично. Тем не менее именно труднопрогнозируемый спрос в конечном счете определит будущие цены и покажет, кто был прав, а кто нет при принятии инвестрешений.

Ключевым моментом становится механизм ценообразования на новый СПГ. Американские проекты тоже имеют право на существование - если только, к примеру, гарантированно будут продавать свой газ не по ценам, рассчитываемым на основе цен на газ в США плюс цена сжижения, а по биржевым ценам, будь то в Европе или Азии. Но найдутся ли желающие взять на себя риски такого арбитража? Чуть подробнее и с гиперссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200528/1572076467.html

Немного про Катар. Вчера стало известно, что страна собирается строить газовозов на 19.1 млрд долларов (что при цене газовоза около 200 млн трансформируется примерно в 100 танкеров). Можно было надеяться (думал тоже так), что Катар всё же откажется хотя бы от агрессивной манеры расширения, но нет. Серьёзно взялись за планы по расширению (а это +49 млн тонн к 2027 году в 2 захода), по сравнению с 77 млн тонн, что у них сейчас. Любопытно, что 1го июня вышла презентация для инвесторов "Новатэка", где в прогнозе новых катарских объёмов до 2030 года нет вообще. Понятно почему: формального инвестрешения (FID) у Катара пока нет. Но на 2020-2030 год по текущим стройкам запланированы 110 млн тонн, поэтому катарские объёмы (если будут построены) кардинально меняют картину (+45% к уже строящемуся новому предложению).

Второй момент - число танкеров. 100 штук выглядит несколько избыточным для новых 49 млн тонн. Тут конечно, нужен точный расчёт, так как всё зависит от длины конкретных маршрутов. Но совсем грубо: нужен 1,3 танкера на млн тонн мощности (14 дней в одну сторону, плюс загрузка-выгрузка, плюс тех.обслуживание с запасом, 100 млн кубов в пересчёте на газообразное топливо в танкере). А может даже поменьше, всё-таки у Катара часто небольшие транспортные плечи, в тот же Пакистан. Это может означать, что либо Катар хочет занять большую долю на рынке танкеров. Либо свой собственный флот газовозов сделать полностью в собственном владении. Сейчас, как часто бывает в этой сфере, там есть танкеры находящиеся и в совместном владении с другими участниками рынка, и в полном владении Катара. Газовозы Катара находятся под управлением компании катарской же Nakilat. И здесь тоже интересный момент. Долгое время операционное управление осуществляла Shell, сейчас же в несколько этапов оно также передаётся самой Nakilat.

Написал ещё один текст про водород. Хотя сохраняю скепсис во всей это истории, но против тренда не попрёшь, поэтому приходится следить. Тем более, что и РФ в той или иной степени планирует поучаствовать.
Пока проекты водорода в "зелёном прочтении" (через электролиз воды) - это уровень погрешности в энергопотреблении, но расхолаживать всё это не должно, т.к. ЕС за водород взялся серьёзно. Текущая динамика по запуску электролизёров - около 120 МВт в 2020 году по миру (много, кстати, в Китае), это в разы больше, чем предыдущие годы, но всё равно смешные цифры. Но при этом Германия обсуждает, сколько электролизёров им ставить в период до 2030 года - спор идёт от 3 до 10 гигаватт.

Причины понятны: новые ВИЭ запускаются, а спрос на э/э особо и не растёт (если говорить про ЕС), да и в среднем по миру новые вводы ВИЭ перекрывают прирост спроса на э/э. Бесконечное накопление недиспетчеризируемой генерации без накопителей смысла очевидно не имеет. Аккумуляторы будут расти, но очевидно, что такие масштабы они не вытянут. Конечно, казалось, бы оставьте в качестве "back up" газовые станции и успокойтесь. Но нет: декарбонизация и всё такое, да и вообще лёгких путей не ищем.

Вопросов в водородной теме здесь пока больше, чем ответов. За чем же интересно следить? тем более раз и Газпром в будущем планирует поставлять свой водород, получаемый пиролизом (разложением) метана, т.н. "голубой водород".
Одна из идей водородной программы ЕС - подмешивание водорода в традиционные газопроводные сети. Таким образом должно решаться несколько задач. Во-первых, экономия на инфраструктуре. Во-вторых, таким образом достигается интеграция с традиционной генерацией.

Основной вопрос - не будет ли в таком случае утечек водорода, особенно при увеличении его доли в смеси в будущем. С одной стороны, "в правительстве не дураки сидят" (с), и этот вопрос должен быть проверен в первую очередь. С другой - скепсис остаётся, всё же молекула очень маленькая. Тем более, речь не идёт о каких-то специальных новых материалах для газопроводов, более того для водородных сетей планируется использовать даже старые(!) газопроводы. А ведь в будущем газо-водородные смеси планируется пустить по EUGAL и OPAL (продолжение СП-2 и СП). Связанный с этим вопрос - где "Газпром" должен строить свой пиролиз. По идее, максимально близко к потребителю, т.е. в Германии. Но тут должны быть оценены все аспекты.

Существует и вопрос, сдюжит ли вся прочая газовая инфраструктура (ссылка есть в тексте), при росте доли водорода. Те же газовые ТЭС рассчитаны на газ, и без последствий допускается только небольшая доля H2.
И, конечно, главный вопрос - цены. Мы видим, что и цены на газ в среднесроке на пределе покрывают себестоимость. А если мы на это навесим ещё и пиролиз? Какой будет цена?

Понятно, что безуглеродный водород будет дороже газа, ведь иначе невозможно сделать окупаемой всю концепцию зеленого водорода из ВИЭ.
Но будут ли ценовые ориентиры и стимулы одинаковыми для "зеленого" и "голубого водородов на протяжении всех последующих десятилетий.
Тем более что уже сейчас не скрывается (ссылка в тексте), что "голубой" водород, мог бы помочь создать среднесрочный спрос на водород - но до тех пор, пока "зеленый" водород не станет более конкурентоспособным. Задача ЕС понятна: создать водородную индустрию для накопления лишней энергии ВИЭ, поэтому водород другого происхождения в будущем уже совсем не так интересен.
За последние годы мы уже много раз наблюдали, как ЕС легким движением руки менял правила игры в газовой сфере. Участие в водородной энергетике может оказаться интересной идеей продлить газовую эпоху еще на десятилетия, то есть до конца века, но участие любой ценой - ни к чему. Проект должен быть окупаемый и с очевидными гарантиями спроса в контексте возможной нерыночной конкуренции с "зеленым" водородом. В противном случае проще оставить все как есть - газ также еще долго будет актуален. Чуть подробнее плюс ссылки - в тексте.https://ria.ru/20200604/1572420495.html

Goldman Sachs предрекает откат цен на нефть Brent с нынешних 40+ до 35. На этом фоне вспомнилась картинка из недавнего обзора МЭА World Energy Investment. Этот инвестбанк оказался одним из немногих, кто нарастил своё участие в глобальном энергетическом секторе по итогам 2018-2019 годов (Morgan Stanley и JP Morgan резко сократили). Противоречия тут нет: всё-таки по нефти речь идёт о коррекции, краткосрочном прогнозе. Но вот в контексте долгосрочных оценок, интересно будет сопоставить ожидания инвестбанков с изменением долей их активов в энергетическом секторе. Мы правда не знаем, что произошло в 1к2020, но маловероятно, чтобы по бросовым ценам энергетика оказалась распродана.

Написал простенький текст про перспективы "газовой ОПЕК". Спойлер: перспективы не особо.

Интерес к такому формату понятен: цены на газ ниже плинтуса, Катар расширяется, при этом - есть успехи нефтяной ОПЕК+. И тем не менее, с газом всё сложнее.
Во-первых, Катар анонсом своего расширения уже застолбил новые объёмы по сути, тогда о чём договариваться по долгосроку, стартовые позиции у него уже хороши? Россия также явно не собирается отказываться от своих планов. То есть по долгосроку договариваться будет сложно. Возможны ли краткосрочные договорённости во время ценовых провалов?
Скорее нет, как мы видим сейчас, когда многие заводы СПГ с дешёвым сырьём работают на максимуме, а заводы с дорогим сырьём (США) работают в убыток. Все хотят хоть чуток окупить кап.затраты. Причины понятны: если совсем упрощать, в нефтянке больше природной ренты, а в СПГ и газе - кап.затрат, поэтому ограничивать производство сложнее.

Наконец, у нефти пока нет нормальных заменителей. У газа есть конкуренция уголь-газ, ВИЭ-газ, соответственно (1) небольшое ограничение предложение не приведёт к такому росту цены, как в нефти и (2) в целом чтобы отвоевывать долю рынка у угля и ВИЭ, газу нужно быть дешёвым.

И, конечно, можно вспомнить и уроки нефтяной ОПЕК+. Когда производители за её пределами (грубо говоря, сланцы и глубоководная) занимали долю рынка, пользуясь высокими ценами. При этом, если сланцедобыча уменьшится при падении цен, то в глубоководной основные затраты уже понесены, она слабочувствительна к падению. Если применить эту логику к газу/СПГ, то здесь же абсолютно всё будет идти по второму варианту, за счёт высокой доли завода в цене сжижения.
То есть удержание цены на высоких уровнях приведёт к росту предложения, которое потом невозможно убрать снижением цены. Неслучайно считается, когда котировки на газ были выше, "Газпром" старался ограничивать уровень цен в Европе полой себестоимостью СПГ в США, чтобы не стимулировать в США новые стройки (правда не очень помогло).

О каких цифрах идёт речь. 200 долларов за тыс. кубов представляется как сценарий достаточно оптимистичный. Всё что выше уже будет стимулировать и новые заводы в США, да и со стороны спроса будут ограничения. Конечно, чудеса и ценовые всплески возможны, но при принятии тех или иных решений ориентироваться на чудо было бы неправильно. $6/млн БТЕ в Европе (а то и в Азии) - на них нужно ориентироваться на долгосрок. Чуть подробнее:
https://ria.ru/20200611/1572769013.html

Ещё один несложный текст, в продолжении истории про нефтегазохимию. Сложилось впечатление, что ГПЗ (газоперерабатывающий завод) и ГХК (собственно газохимический комплекс) иногда складываются в единое целое, поэтому написал такой текст-объяснялку. А вопросы поинтересней - в этой подводке чуть ниже.

Итак, у нас сейчас на востоке (Амурская область) и на западе (Ленинградская область) готовится по проекту, в каждом ГПЗ+ГХК. Сначала "жирный" газ (то есть с высоким содержанием этана и более тяжёлых у/в) по трубе идёт с месторождения до приграничных территорий. Там сначала попадает на ГПЗ, где выделяются тяжёлые фракции (этан, пропан и др., т.н. фракции С2+). На Амурском ГПЗ также будет выделяться гелий. А метан уходит обратно в трубу: на востоке на экспорт в КНР (это же "Сила Сибири"). На западе - часть на "Балтийский СПГ" + часть в трубу (вероятно на экспорт по "потокам").
С2+ уходят на ГХК, где из них получают полиэтилен и другие полимеры и продукты газохимии. В первом приближении всё просто. За чуть более разжёванными подробностями приглашу в текст. А на что хотелось бы обратить внимание здесь:
1)Хотя ГПЗ и ГХК технологически связаны, это всё-таки не одно целое. И более того, у них разные собственники.
На востоке - ГПЗ=Газпром 100%, ГХК=СП "Сибур" + Sinopec, 60/40.
На западе: (ГПЗ+Балтийский СПГ) как единое целое = "Газпром"+"Русгаздобыча" 50/50, ГХК="Русгаздобыча" 100%.
Это важно и потому, что стоимость этана (и других углеводородов, но этан нельзя толком куда-то увести, поэтому договариваться по нему сложней всего), по которой сырьё будет передаваться от ГПЗ к ГХК, способно смещать экономику проектов от ГПЗ к ГХК или наоборот.

2) Из всех четырёх заводов сейчас построен больше чем на 50% только Амурский ГПЗ. Оба ГХК пока ждут т.н. обратного акциза на этан для принятия инвестрешений. Но при этом, по проектам в Усть-Луге уже заключены EPC-контракты. По ГПЗ - на днях с НИПИГАЗ, по ГХК - ещё осенью с китайским генподрядчиком. Финансирование оставшихся трёх производств - также предмет обсуждений. Особенно касается западных проектов, уже обсуждалось даже возможное участие граждан в фондах коллективных инвестиций.

3) Самое интересное - это конечно закон об обратном акцизе, фактически субсидии для ГХ-производств, которая должна вернуться в виде налоговых отчислений. Закон может быть принято уже в этом году. По этану это 9000 рублей за тонну, т.е. около 130 долларов за тонну! Для сравнения, грубо цены на полиэтилен - это от 1000 до 2000 (в лучшие годы) долларов за тонну. Но это цена реализации, прибыль разумеется намного меньше. Понятно, что помимо налога на прибыль есть и куча прочих, от налога на имущество, до НДФЛ. Но если посмотреть на "коленке", то возврат этой субсидии получается на пределе. Тем более, что доля отечественного оборудования в производствах не сказать, чтобы большая, если говорить о каких-то мультипликативных эффектах. Тем не менее, смотрю на эту всю эту историю с оптимизмом. Кое-какая дополнительная фактология - в тексте.
https://ria.ru/20200618/1573083428.html

Александр Собко, эксперт по газу:

Ключевой вопрос, сумеет ли Польша отобрать у прочих покупателей норвежского газа 10 млрд куб. м, т.к. добыча в Норвегии снижается. По данным Нефтяного директората страны, показатель в 2019 году составил 115,2 млрд куб. м, в то время как в 2018 он достигал 122,2 млрд куб. м, а в 2017 - 124,7.

Кроме того, в контексте Baltic Pipe России в целом все равно на изменение потоков. Больше будет брать Польша норвежского газа и меньше российского, значит норвежского меньше достанется остальным европейским импортерам. Им придется больше покупать у «Газпрома». Конечно, есть еще фактор СПГ, но это уже проблема второго порядка.

https://yangx.top/energypolit/297

Написал небольшой обзор по текучке. Оттолкнулся от недавно вышедшего статобзора энергетики от BP, о нём чуть позже. Интересно напомнить, что помимо статобзора за прошлый год, который выходит в начале лета, в начале весны BP также даёт и свой энергетический прогноз. Но в этом году, из-за ковида, выпуск прогноза был перенесён на осень, в нём будут коррективы. Одновременно, на днях BP объявила о списаниях до $17.5 млрд из-за переоценки будущих долгосрочных цен на нефть (до $55 за баррель) и некоторых других тенденциях, связанных с энергопереходом. На этом фоне, новый прогноз нас всех может удивить.
Неопределённость в мировой энергетике действительно крайне высока. С одной стороны, падение спроса, декарбонизация и энергопереход. С другой - известные сложности ВИЭ и опасения недоинвестирования в традиционную энергетику. Пройдёмся по пунктам.

Нефть и жидкие топлива. Здесь за прошлый год - рост примерно на 1% (в зависимости от метода оценки). Это стандартный годовой прирост за последние (и как недавно ожидалось в ближайшие годы). То есть около 1 млн б/д при потреблении около 100 млн. Но ковид перечеркнул эти прогнозы. Даже если всё восстановится с точки зрения экономики, но останется несколько процентов работников, которые по тем или иным причинам останутся на удалёнке, плюс проблемы авиа, это перечеркнёт весь прогнозный рост на ближайшие годы. А на перспективе 10 лет уже маячит и рост электромобилей. Отсюда и (спорные) мнения, что мы уже никогда не увидим спрос на жидкие топлива на уровне 2019 года.
Казалось бы, проблема для цен очевидна. Но на обратной стороне - падение предложения из-за недоинвестирования. Американская добыча сложилась уже до 10.5 млн б/д по сравнению с 13 млн на максимуме, т.е. уже на 20% (кстати, сильнее чем сократили участники сделки ОПЕК+!).
В традиционной добыче инерция больше, но и там среднее снижение около 8% в год, если вообще не инвестировать и не запускать новое. В таком случае за год по всем месторождениям мы потеряем 8-10 млн баррелей в день. Это очень много, поэтому неудивительно, что даже на фоне кризиса компании сократили кап.затраты всего на 30%.

Перейдём к газу. По итогам прошлого года спрос вырос на 2%, но основной интерес к динамике в СПГ, хотя сектор и занимает всего 12.5% от мирового потребления газа. В СПГ за прошлый год - рост 13%, но понятно, что такие темпы неустойчивы. Не будем гадать, что произойдёт со спроса в текущем году. Но если смотреть дальше, то 4% среднего роста спроса в год - это скорее оптимистичный прогноз (что, кстати, даёт удвоение сектора за 20 лет).
Но конкуренция нарастает. На фоне объявления Катаром о скором расширении производств, американские проекты не сдались, а отложились на следующий год, их достаточно много. Конечно, можно откладываться до бесконечности, эта формулировка ни к чему не обязывает, тем не менее Tellurian (проект Driftwood) уже заявляет, что готов принять ОИР когда цены восстановятся всего до 5 долларов за млн БТЕ! Компания, конечно, склонна, выступать с агрессивными цифрами без каких-либо решений :), но это плотная конкуренция с российским и сетевым газом, и СПГ.

Уголь просел в прошлом году всего на 0.6%. При этом, падение за счёт США (ещё бы, такой дешёвый газ) и Европе, а вот Китай (половина мирового спроса) нарастил потребление на 2.3%! Пик угля в КНР опять откладывается.
ВИЭ выросли на 12% (в АТР - на 16,5%). Рост конечно продолжится, но известные проблемы с переменчивостью и хранением энергии создают здесь всё больше проблем по мере увеличения доли сектора.
Если же говорить о российском ТЭК, то компаниям придется искать баланс между Сциллой и Харибдой. С одной стороны, новые инвестиции просто необходимы, иначе вскоре мы увидим обвал предложения — а списывать традиционную энергетику пока рано. С другой стороны, необходимо учитывать, что сроки окупаемости большинства проектов исчисляются как минимум десятилетием (а часто двумя), а на таких горизонтах уже нужно принимать в расчет риски, связанные с долгосрочным спросом на ископаемые энергоносители.
https://ria.ru/20200625/1573430021.html

Мы часто слышим, среди прочих преимуществ ВИЭ, что после того, как кап.затраты на "ветряк" (или солнечную панель) окупятся, будем получать фактически бесплатную энергию. А как оно на практике? С полгода назад уже обсуждали, что операционные затраты (OPEX) на обслуживание ветряков не такие уж и маленькие. В недавней работе уважаемого Оксфордского института энергетических исследований, где анализируются испанские проекты ветряков, приводятся похожие цифры OPEXов - в среднем 18 евро за МВт-ч (разброс от 10 до 42). В рублях - это без малого 1,5 рубля за кВт-ч, что даже больше, чем российские цены на электроэнергию на РСВ (которые, грубо говоря, примерно соответствуют топливным расходам ТЭС).

Эта информация неплохо сочетается с ещё одной недавней новостью. В Германии в этом году заканчивается 20-летняя программа гарантированного выкупа зелёной электроэнергии для старых ветряков (общей мощностью в 3.7 ГВт). Казалось бы, вот она бесплатная энергия, которая остаётся один на один с рынком. Тем не менее, обсуждается, что эти старые ветряки могут быть закрыты. Причины можно предположить: цены на электроэнергию сейчас низки, а OPEXы у старых ветряков очевидно заметно выше, чем указанные для относительно новых испанских проектов 18 евро за МВт-ч.
https://www.thegwpf.com/as-subsidies-run-out-5000-german-wind-farms-face-shutdown/

Ещё немного про неопределённости на энергетическом рынке, финансовые аспекты. Конкуренция на рынках энергетических рынках обостряется, но ответить, кто же окажется успешней не так просто. Казалось бы, отвоевать большую долю сможет тот, кто предложит минимальную цену за свой товар, что определяется себестоимостью (опустим пока нерыночные методы поддержки зелёной энергетики).
Но себестоимость сильно зависит от цены денег. Пример: недавнее исследование про ветряки в Испании. Полная себестоимость себестоимость МВт-ч вырабатываемой электроэнергии изменялась без малого в три раза, в диапазоне от €46 до 127, при изменении стоимости финансирования от нуля ("бесплатные деньги" с точки зрения выплаты процентов по кредиту или дохода на вложенный капитал) до 15%. И снижение ключевых ставок будет транслироваться и в ставки по кредитам.

Но это только половина истории. Инвестированный капитал состоит из суммы собственных и заемных средств. При этом доходность на собственные средства должна быть выше, чем на кредитные (больше риски для собственных средств, так как кредит возвращается в первую очередь). Отсюда появляется еще одна корреляция: чем больше доля заемных средств, тем дешевле (расчетная) себестоимость добычи энергоносителя или производства электроэнергии.
В той же работе по ветроэнергетике приводится ещё один пример: при доле заемных средств в 85% процентов себестоимость получается в районе €40-60 (за МВт-ч) и, напротив, приближается к €160 в случае, если доля займов всего 10-15%.
И здесь становится понятно, почему у проектов ВИЭ может быть высокая доля заемных средств и небольшие кредитные ставки. Их риски рассматриваются как минимальные - и из-за выкупа электроэнергии по фиксированным тарифам. И из-за того, что, в перспективе на десятилетия у них, как считается, нет рисков падения спроса в контексте декарбонизации энергетики.

Все то же самое относится к нефтегазу, только со знаком минус. Компании готовы принимать инвестрешения только при высокой ожидаемой доходности новых нефтегазовых проектов. Это отражает регуляторные риски, и позволяет хотя бы выйти в ноль, если цены окажутся ниже ожидаемых. В результате необходимая для принятия инвестрешения норма доходности для новой морской нефтяной добычи уже превышает 20% процентов, для СПГ -свыше 10%. Для сравнения: для "ветра" и "солнца" — уже менее 5%. А чем больше норма доходности, тем больше и себестоимость при прочих равных условиях.
К чему приводят подобные обстоятельства? В исследовании Carbonomics инвестбанка Goldman Sachs среди прочих делаются следующие выводы.
Во-первых, ожидается резкое смещение инвестиций нефтегазовых ТНК в сферу новой энергетики. Несмотря на заявления о приверженности зеленой энергетике, по факту нефтегазовые компании тратят всего около 3% от своих капвложений на ВИЭ. Но уже в ближайшие годы, в 2020-2021 годах, если верить оценкам Goldman Sachs, эта доля резко возрастет до 10-15%.

Во-вторых и в-главных. На фоне указанных обстоятельств прогноз предполагает, что в 2020-е годы мы еще увидим на рынке дефицит нефти и СПГ. Казалось бы, парадокс? Но нужно помнить, что период дефицита может и не продлиться двадцать лет, а возврат инвестиций в крупные проекты занимает именно такое время.
Со своей стороны отметим, что сильный дефицит в области СПГ остается под вопросом (слишком много желающих поучаствовать: это и Катар со сверхдешевым газом, и США, где по-прежнему могут приниматься не до конца рыночные решения). А вот в области нефти дефицит на фоне текущих низких цен и недоинвестирования вполне реален.
Простых ответов - какой энергоноситель дешевле - нет. Все зависит от необходимой доходности вложений, а она может меняться от проекта к проекту даже в рамках одного вида энергоносителя. И в разы отличаться при сравнении нефтегаза и новой энергетики. В самом упрощенном варианте это противопоставление, когда новый проект ВИЭ может получить дешевый кредит, в то время как новый угольный проект его не сможет получить ни под какие проценты. Чуть подробней+ссылки:
https://ria.ru/20200704/1573849689.html

Интересная картинка по загрузке заводов СПГ в июне. Общая тенденция понятна: там где высокие операционные затраты, загрузка минимальная, там где они - низкие - максимальная. "Ямал СПГ" работает на полную мощность (своё месторождение, а продажи конденсата компенсируют OPEXы). Напротив, "Высоцк" ("Новатэк" также в участниках) загружен меньше, чем на 50%, - газ берётся из общей трубы, и прибыльность при нынешних ценах вообще под вопросом.
Посмотрим на США. Есть заводы с загрузкой в 22-33%, в основном это заводы Cheniere Energy, которые отгружают СПГ по ценам с привязкой к Henry Hub. Для покупателей это уже не выгодно даже на уровне операционных затрат (но они в любом случае страдают от "сжижай-или-плати"). Напротив, Cameron LNG (77%) работает по толлинговым схемам, покупатель оплачивает мощность, а с газом для сжижения разбирается самостоятельно. На удивление высокая загрузка у Dominion Cove Point, небольшое производство (5,25 млн т в год), и именно тот завод СПГ, 50% в котором на днях купил Баффет.

Написал ещё один текст про нефтегазохимию, немного мозаичный, кое-что по текущим новостям, кое-что по "матчасти". В Economist в конце июня вышла колонка по нефтегазохимии (далее - НГХ), тезисы те же, что мы уже обсуждали ранее: нефтехимия остаётся наиболее перспективной областью в нефтегазе, поэтому все компании рвутся туда, как результат - перепроизводство. Пять ближайших лет по прогнозам новые мощности по этилену будут превышать новый спрос на 60%. В этом году вводится 13 млн т, ну а со спросом всё понятно. Все крупнейшие ТНК будут инвестировать в НГХ в сумме $40 млрд в год. За исключением BP, которая продала свою нефтехимию INEOS за $5 млрд.
Стоит отметить, что полимерными заводами (Амурский, Балтийский, ИНК) российские планы не ограничиваются, но в остальных секторах всё тоже непросто. В целом на НГХ идёт 14% от мировой добычи нефти и 8% от газа, а суммарно сектор на выходе - около 1 млрд тонн продуктов в год. И тут не только полимеры.

Чуть менее 200 млн т - аммиак, где исходник - природный газ (хотя на выходе нет углерода, газ по сути является скорее источником энергии). Ещё один крупный сегмент - метанол (100 млн тонн в год, на Россию приходится 4.5 млн тонн, из них около половины на экспорт). Плюс широкий спектр тех или иных соединений орг.химии (свыше 100 млн т). И конечно, полимеры, только этилена и пропилена - (исходники для ПЭ, ПП, и других полимеров) - производится свыше 250 млн т в год. Внутри полимеров расклад такой - ПЭ и ПП около половины (ПЭ больше, чем ПП), а также ПВХ (профили), ПЭТФ (бутылки), полистирол и другие. А также - каучуки, которые идут на шины и покрышки.

Ещё один важный момент - часть "строительных кирпичей" для более сложных (чем ПЭ и ПП полимеров), это ароматика, пиролизом этана их получать совсем неудобно, поэтому они приходят в т.ч. с НПЗ. Кстати, проданная нефтехимия BP - это производство уксусной кислоты и терефталевой кислоты (тот самый кирпичек для ПЭТФ, бутылочного полимера), классических ПЭ и ПП там толком и не было.

Теперь, если вернутся к проблемам сектора. Понятно, что проблемы со спросом на фоне ковида неоднородны при такой номенклатуре. Продажи авто сильно упали, поэтому самые большие сложности у каучуков (обсуждается даже выкуп продукции в госрезерв с наших заводов), а некоторые артикулы полимеров, связанные в одноразовой посудой и прочее, получили и поддержку в тем не менее в целом просевшем спросе. Но от надвигающегося избытка мощностей никуда не денешься, возможное решение - более сложные полимеры, более востребованные артикулы.

И, конечно, проблема низких цен на сырьё. Строго говоря, это не обязательно ведёт к падению прибыли, так как снижается и себестоимость. Но для российских проектов - это проблема, т.к. дешёвое сырьё всегда было конкурентным преимуществом. Это сейчас особенно видно про проблемам аммиака и азотных удобрений - где главное цены на газ, а они в РФ регулируемые и уже сравнялись с мировыми. (Кстати, не успел поставить ссылку в колонку, у Vygon вышла интересная работа по аммиаку на прошлой неделе). Те же проблемы и с метанолом, в РФ большие планы по увеличению мощностей, но с провалом спроса и такими ценами на газ пока всё откладывается.

Полимерным проектам в конечном счёте должны оказать поддержку восстановление цен на нефть, а также на этан. В США на фоне падения добычи газа ожидается рост цен на этан в будущем году. Компаниям, которые сделали ставку на дешёвый этан в США (LyondellBasell и другие) предрекают некоторое ухудшение фин.результатов, ну а российским проектам (где цена этана нам неизвестна правда) от этого должно быть только лучше. Подробнее и со ссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200712/1574216042.html

Ещё немного наблюдений и рассуждений о водородно-климатической повестке. Итак, ЕС опубликовал водородную стратегию. Принципиально ничего нового: до 2024 года 6 ГВт электролизёров (для получения H2 из H20 с помощью энергии ВИЭ), далее - до 2030 года уже в планах серьёзные объёмы - 40 ГВт в ЕС и 40 ГВт на сопредельных территориях. Любопытно, что из них 10 ГВт предполагается поставить на Украине. Какую интересно там хотят видеть экономику для H2, когда цены ВИЭ на Украине в 2-3 раза выше, чем в Европе. А сейчас идёт процесс пересмотра задним числом гарантированных тарифов выкупа зелёной энергии. Инвестклимату это на пользу никак не идёт, но энергорынок не справляется с такими ценами даже с дешёвыми АЭС. Водородная повестка ЕС для Украины выглядит очередным способом интеграционных обещаний с околонулевыми перспективами.

В любом случае, даже при более дешёвой энергии ВИЭ "зелёный водород" дорог, вопрос - насколько. Дело в том, что, как правило, цена водорода выражается в $/кг, что затрудняет сравнение с традиционными для энергоносителей оценками в $/млн БТЕ. Но коэффициент перевода простой - 7.4. Что это означает?
Например, что $1/кг водорода - сверхоптимистичный прогноз цены зелёного H2 к 2050 году - означает $7,4/млн БТЕ. А это верхняя граница цен на газ на всю долгосрочную перспективу (сейчас газ - по 2 доллара за млн БТЕ). А $2 за кг водорода - также пока недостижимая себестоимость - это 14.8 доллларов за млн БТЕ. Столько стоил газ в самые тучные годы, и таких цен уже не будет никогда.
Ну а текущие оценки себестоимости зелёного водорода - $2.5-5 за кг (2.5 - также очень оптимистичны и спорны) делают зелёный водород в несколько раз дороже газа, даже когда он подорожает.
То есть любые приемлемые цены на водород - это прогнозные значения себестоимости. Иронизировать здесь не хочется - так как 10 лет назад смеялись над ВЭС и СЭС, а сейчас всё кратно подешевело. Но в себестоимости H2 три компоненты: цена электроэнергии, цена электролизёра и уровень загрузки электролизёра. Стоимость электролизёров очевидно снизится - ведь в нынешнем виде сектор только в начале пути. А вот ценам на электроэнергию ВИЭ падать скорее уже некуда. И, главное - за счёт двойной конвертации (энергия ВИЭ-H2-генерация энергии из H2) мы всегда теряем половину исходной электроэнергии. Поэтому водород всегда будет дороже и цен на ВИЭ и газа. Как это компенсировать? В том числе, повышением налогов на выбросы углекислоты. Схема рабочая, мы видим это по Великобритании, которая более высоким по сравнению с остальным ЕС (ещё до Brexit дело было) налогом практически полностью вывела уголь в пользу ВИЭ и газа.

Но с использованием искусственно дорогой энергии падает конкурентоспособность. Решение есть и здесь - трансграничные углеродные налоги (импортные пошлины по сути), которые планирует вводить ЕС. Что это означает для России, уже посчитала KPMG: в зависимости от сценария от 6 до 50 млрд евро до 2030 года. Важно отметить, что это налог только на выбросы при производстве тех или иных продуктов по сравнению с европейскими эталонами. То есть простор для увеличения этих налогов ещё большой, по мере продвижения в ЕС по пути декарбонизации.

Прогнозировать, как изменится внешняя торговля в этом случае, сложно. Евросоюз слишком крупный торговый партнер, в том числе и для России, чтобы эти объемы можно было просто переориентировать на другие рынки. Не менее интересно, к чему подобные налоги приведут, к примеру, для китайского импорта. Непонятно и то, как будут развиваться США, - программа Байдена, в отличие от идей Трампа, подразумевает значительное "озеленение" американской экономики.

Но в сумме с уже ведущимися торговыми войнами можно предположить, что зеленые трансграничные налоги при прочих равных приведут к еще одному удару по глобализации и стимулируют регионализацию международной торговли - в данном случае раздел пойдет между теми странами, кто примкнет к стратегиям ускоренной декарбонизации, и теми, кто не придает этому аспекту серьезного значения. Чуть подробнее и с ссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200717/1574434022.html

Ситуация на газовых рынках остаётся напряжённой - цены $50-70 держатся последние месяцы, региональные различия (США, ЕС, АТР и даже регулируемая цена РФ) невелики.
Таких цен в новейшей истории ещё не было, исчезает и "нефтяная поддержка" газовым ценам. У "Газпрома" в Европе только 30% контрактов с нефтяной привязкой, у Норвегии давно все 100% по биржевым ценам на газ. Даже в СПГ по итогам прошлого только 60% нефтяной привязки, 40% - конкуренция газ-газ (но в этих 40% вероятно много поставок в Европу).
Ситуация на газовом рынке отличается от нефти. С одной стороны (трудности для газа), здесь нет ОПЕК+, больше избыток мощностей, а добыча при недоинвестирование падает нет так быстро, как в случае нефти. С другой стороны (в плюс для газа), коронавирусный провал спроса не так силён. На текущий год ожидается снижение глобального спроса на 5% (это примерно 200 миллиардов кубометров) по сравнению с "докоронавирусным" прогнозом на 2020 год.

Но быстрого восстановления ожидать трудно, ведь (как и в нефтянке) падение цен сопровождалось ограничением предложения.
1. Американский СПГ. Мощностей по сжижению сейчас около 100 млрд кубов (в пересчёте на газообразное топливо), для сравнения весь рынок СПГ в 2019 году - 480 млрд. Вот только загружены ам. заводы на 30%. С одной стороны, это явный кризис американской модели. Но при восстановлении цен, до 60 млрд кубометров (в пересчёте на годовые значения) газа выплеснутся на рынок. Достаточно +30-40 долларов к цене, чтобы заводы стали прибыльны по операционным расходам.
2. То же самое касается и "Газпрома". В этом году "ГП" ожидает 160-170 млрд экспорта. Чтобы получить эти цифры придётся поднажать во втором полугодии. И в любом случае, мы видим сокращение 30-40 млрд от негласной нормы в 200 млрд, заданной в последние годы. И при первой возможности, "ГП" увеличит поставки. Тем более, что "Ямал СПГ" и некоторые другие производители СПГ работают на 100%, т.к. выручка от реализации сопутствующего конденсата окупает OPEX.
Восстановление цен до 200 долларов за тысячу кубометров, которые, и необходимы большинству производителей СПГ для покрытия всех расходов, не будет быстрым.

Всех волнуют и долгосрочные перспективы газового рынка. Две недавние истории неплохо подчёркивают этот аспект.
На днях активно обсуждалось успешное привлечение финансирования для нового СПГ проекта Mozambique LNG (оператор и крупнейший акционер - Total), объём кредитов - 15-16 миллиардов долларов, вся стоимость проекта - свыше 20 миллиардов. Успех здесь можно трактовать так, что кредиторы видят перспективы восстановления газового рынка.
Второй сюжет - недавнее решение Уоррена Баффетта о покупке американской Dominion Energy. Стоит отметить, что компания не занимается добычей газа, а владеет преимущественно газопроводами в США, а также небольшим заводом СПГ. То есть выгоду будет получать в первую очередь от роста объёмов прокачки газа. Но в США даже в случае роста нынешних низких цен (скажем до $100), газ будет стоить дешевле, чем в странах-импортёрах.

Долгосрочные прогнозы предполагают рост глобального спроса на газ, рост импорта и международной торговли. Проблема в цене - для этого роста газ должен быть достаточно дёшев, а низкие цены уже создают сложности на стороне производства.
И, конечно, фактор чёрных и белых лебедей: уголь, Китай, "климатическая повестка", а также их смесь. Причём, трактовки одних и тех же аспектов могут быть прямо противоположные.
Курс на полную декарбонизацию в Европе к 2050 году уже активно обсуждается. Понятно, что это будет дорого. Но намного важней, как поведёт себя Азия. Там таких радикальных планов нет, но есть много угля в потреблении. Известно, что с целью снижения выбросов уголь можно замещать газом. Но можно и не торопиться - и, к примеру, планомерно замещать уголь возобновляемыми источниками без "переходного" топлива. В зависимости от сценария развития, который выберут эти страны, и спрос на газ может отличаться. Чуть подробнее - в тексте.
https://ria.ru/20200726/1574910102.html