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

Хайп в области водородной энергетики не проходит и мимо фондового рынка. Любопытный пример - компания ITM Power, занимающаяся мембранами для электролизёров. За полтора года акции компании выросли в 10 раз, и если вы думаете, что благодаря выдающимся финансовым результатам, то нет. Компания убыточна, но этим в нашем мире никого не удивишь, "стартап" и всё такое. Но вот только мультипликатор P/S (цена/продажи), который часто используется для оценки убыточных компаний, чтобы иметь хоть какие- то ценовые ориентиры, составляет, внимание, около 200! (Для сравнения у Teslы, даже сейчас, после суперхайпа, P/S=15, у многих даже дорогих компаний этот показатель на уровне 8). P/B (цена к стоимости активов) - около 20! Прочая динамика фин.показателей тоже не внушает. Справедливости ради отметим, что в прошлом октябре Linde (оборудование для сжижения газов) приобрела небольшую долю в компании и намеревается сделать СП. Не является инвестиционной рекомендацией. Следим дальше. #ITM #водород #вотипосмотрим Фото: yahoo

Написал немного про нефть. Краткосрочные прогнозы цен на нефть сильно разнятся. Напротив, касаемо среднесрочной перспективы, все наблюдатели на редкость единодушны: в ближайшие 2-4 года ожидается выправление цен, а возможно и дефицит. Казалось бы, что неожиданного? Нефтяной сектор цикличен, падение цен выражается в снижении инвестиций, что в будущем отразится на предложении и приведет к удорожанию. Но указанные предположения о будущих ценах интересны потому, что текущий кризис все же отличается от предыдущих.
Во-первых, сохраняется очень дискуссионное мнение, что мы вообще больше не увидим "доковидного" объема потребления нефти — из-за очень долгого восстановления спроса на фоне увеличения доли электромобилей. Мнение это радикальное, но возврат к норме действительно не будет быстрым, плюс к тому за весну были накоплены значительные запасы нефти и существуют самоограничения ОПЕК+. И если на таком фоне прогнозируется рост цен на нефть, это определяется и тем, что добыча без поддерживающих инвестиций будет падать еще стремительнее.
Второе и главное. Общим местом прогнозов является тот факт, что ценовой всплеск, условно говоря, середины — второй половины 2020-х, будет последним. А дальше, после 2030 года, — прохождение "пика нефти" и постепенное затухание цен.

Но представим, что по этим причинам все компании вдруг отказались от новых инвестиций в нефть. Добыча очень быстро (лет за десять или быстрее) упадет кратно, и что тогда?
Поэтому вопрос не только в том, что спрос на нефть будет стагнировать или снижаться, но также и в том, кто будет обеспечивать этот пусть даже падающий спрос, который в любом случае останется значительным и сопоставимым с текущими объемами. И здесь мы подходим с самому интересному: некоторые западные (в первую очередь — европейские) нефтегазовые ТНК начинают заметно инвестиции в нефть.
Наверное, наиболее ярким примером здесь стала компания BP. Ее новая стратегия предполагает резкое наращивание мощностей ВИЭ — в 20 (!) раз уже к 2030 году, с текущих 2,5 до 50 гигаватт. И главное — снижение добычи нефти и газа к 2030 году на 40% процентов.

Причин такого поведения две. Во-первых, компании опасаются новых масштабных проектов со сроками окупаемости до 20 лет: вдруг к тому времени (а это уже 2040-е годы) эта нефть окажется не нужна. Во-вторых, есть политические причины, связанные с эмиссией углекислого газа и переходом на зеленую энергетику. Европейские добытчики находятся под повышенным давлением политиков, регуляторов, общественного мнения, инвестиционного и банковского сообщества. Но если часть добычных компаний сворачивается повышенными темпами, это означает, что образуется дополнительная ниша. При условии, что в отказе от инвестиций есть не только экономическая, но и "избыточная" политическая составляющая. Кем она будет занята? (продолжение ниже)

(продолжение, начало выше). Мы видим, что нефтегазовые гиганты из США не спешат переходить к зеленой энергетике. Но последнее время все больше обсуждаются планы демократов о запрете гидроразрыва пласта, что приведет к резкому снижению добычи нефти в США. А в таком случае добыча сланцевой нефти упадет еще на четыре миллиона баррелей за три года.
Но главный интерес — Азия. Здесь, конечно, по принципу "пусть цветут сто цветов", развиваются все виды энергоносителей, но особой озабоченности климатической повесткой не наблюдается.

Российские компании в минимальной степени снижают обороты. "Роснефть" запускает масштабный проект "Восток Ойл", а "Газпром нефть" по итогам первого полугодия даже нарастила капитальные затраты. (но, правда, рассчитывает за счет второго полугодия получить запланированные итоговые цифры сокращения новых вложений на 20%).

Какой подход окажется более верным? Прогнозы уважаемых организаций разнятся - от постепенного роста спроса после окончания истории с вирусом на традиционном уровне "один процент (или один миллион баррелей в день) ежегодно в ближайшие десять лет" до стагнирования на "доковидном" уровне. С другой стороны, следует помнить, что вообще без инвестиций добыча нефти снижается в среднем на 8% в год.
Итого, либо спрос на добываемую нефть будет достаточным (в том числе из-за снижения нефтяной инвестиционной активности некоторых западных ТНК), и тогда остальные компании получат преимущество — и за счет цен, и за счет объемов добычи. Либо же он действительно в какой-то момент начнет схлопываться слишком быстрыми темпами. У российских компаний существует определенный запас прочности и за счет достаточно высокого налогового бремени, хотя для новых сложных проектов доля налогов все меньше.

Наши компании, конечно, рискуют. Наградой за этот риск будут вероятные дополнительные доходы на более длительном промежутке времени — и для бюджета, и для самих компаний. В таком случае они "отберут" эти прибыли у западных коллег, побоявшихся (неважно, рисков или общественного мнения) вкладываться в нефтедобычу. Но в любом случае с каждым новым годом риски инвестиций в новые проекты с длительными сроками окупаемости будут только возрастать и требовать все более тщательного анализа. Чуть подробнее и с ссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200903/neft-1576643869.html

Подозреваю, что часть читателей не всегда довольна неопределённостью выводов колонок о перспективах тех или иных секторов мировой энергетики, например той же нефти. Мол, может быть так (такие-то причины), а может быть так (такие-то причины). Появляются время от времени и подобные комментарии к текстам на сайте. Но, на самом деле, котировки акций нефтяных компаний как нельзя лучше иллюстрируют эту неопределённость.
Причём это не котировки по каким-то абстрактным оценкам (часто завышенным, как для некоторых it-компаний), а цены, которые напрямую трансформируются в дивидендные выплаты.

Например, дивиденд "Татнефти" за текущий год - оценивается в 3,5-5,5% от текущих котировок, что сопоставимо по доходностью по депозитам. И это - сверхтяжёлый год для нефтянки, когда у многих компаний вообще убытки. А дальше будет лучше, дивдоходность сильно вырастет. Если, конечно, лучше будет. То есть, вся неопределённость (здесь и спрос, и цены, факторы связанные с углеродным налогом, и главное - а сколько же лет ещё сохранятся стабильные доходы) напрямую в котировках отражается. И тот, кто, к примеру, говорит без всяких сомнений, что у нефти блестящее будущее в 2-3 десятилетия, по хорошему, должен продемонстрировать эту уверенность и на личном примере.

Любопытно, что даже российских нефтедобытчиков можно попробовать выстроить в ряд в контексте отношения к длительности "нефтяного века". На мой взгляд, картина такая "Татнефть" (самый короткий нефтяной век) и "Лукойл" - "Газпром нефть" - "Роснефть" (самый длинный нефтяной век). Ведь "Татнефть" платит весь свободный денежный поток и наибольшую долю прибыли на дивиденды, "Газпром нефть" и "Роснефть" - по 50% прибыли, но что-то подсказывает, что, при текущих вводных, в перспективе "Роснефть" будет дольше реинвестировать в новые месторождения, чем "Газпром нефть". Всё вышенаписанное, разумеется, не является инвестиционной рекомендацией, а лишь иллюстрирует историю с неопределённостями сектора.

Reuters пишет о проблемах о непростой финансовой ситуации у ExxonMobil, компании видимо придётся снижать до этого всегда увеличивавшийся дивиденд (нынешний, к слову, к текущим котировкам составляет неприлично высокие 9%). На самом деле, нового здесь немного, всё это обсуждалось давно, ещё до пандемии, ну а обвал цен и спроса на нефть только всё сильно обострил. Что же здесь интересного?

Тут следует напомнить, что Exxon, как и Chevron, опять же, ещё до ковида, серьёзно начали инвестировать в американский сланец. И так как, у многих сланцевых добытчиков уже тогда были проблемы, обсуждалось (сам так писал), что вот мол участки, выпавшие из рук банкротов, всегда подхватят нефтяные majors, с дешёвым финансированием ит.п. Думаю, так оно и было бы, если бы не обвал в нефти. Теперь же выясняется, что и мейджорам не до сланцев: инвестиции Exxon в месторождение Permian в текущем году падают до 3 млрд с ранее заложенных 7.4, число буровых сокращается до 15 или меньше, по сравнению с 55. Некоторые подробности, в основном по самому Exxonу, в материале Reuters по ссылке.

То есть, поддержка сланцам со стороны ТНК тоже исчезает, им теперь со своими бы участками разобраться, а не заниматься спасением и выкупом банкротов. Здесь нужно отметить, что в апреле этого года именно Exxon был против скоординированных сокращений добычи, что трактовалось и в том смысле, что компания в период дешёвой нефти хочет скупить предбанкротных сланцевиков. Но есть ли в результате на это лишние деньги? Непохоже. Следим дальше. #xom
https://www.reuters.com/article/us-exxon-mobil-spending-exclusive/exclusive-exxon-downsizes-global-empire-as-wall-street-worries-about-dividend-idUSKBN25Z0H7

Традиционно интересно развивается история с ВИЭ на Украине. В августе приняли закон о снижении "зелёного тарифа" выкупа энергии СЭС (на 15%) и ВЭС (на 7.5%). Высокий тариф привлёк инвесторов в сектор, мощности ВИЭ за последние годы выросли кратно, сейчас уже 8 ГВт. Вот только цена зелёной энергии в 2-3 раз выше, чем в Европе. Отчасти причиной этому - более высокая стоимость заёмных средств, стоимость капитала, но от этого не легче. Планировалось "смешивать" эту дорогую энергию с дешёвой энергией АЭС, но цены на зелень столь высоки, что даже этот подход привёл к перекосам. В мае на "зелень" приходилось 8% выработки и 26% денег энергорынка. Одновременно, на Украине прошла реформа энергорынка, всё ещё больше запуталось. В результате, страдают и сами зелёные генераторы, цены хоть высокие, но сейчас с поставщиками ВИЭ рассчитались всего на 28%.

Решение о снижении тарифа принципиально ситуацию не улучшит, но возможны и иски от западных инвесторов за пересмотр условий задним числом. Но сейчас главная задача развернулась ровно на 180гр: если раньше стимулировали всё больше ВИЭ, то сейчас - задача остановить новые стройки: и из-за нехватки денег для выплаты на энергорынке, и из-за технологических ограничений, когда зелёная недиспетчеризируема энергия оказывается лишней.
Чтобы минимизировать число новых вводов, для новых солнечных электростанций (в том числе строящихся), которые будут запущены в течение ближайших месяцев (точные даты зависят от мощности станций), тариф снижен сразу на 60%! Впоследствии планируется переход к системе аукционов, где цена выкупа дополнительно будет ограничена сверху цифрой в 9 евроцентов за кВт-ч (это в 1,6 раза меньше, чем нынешний тариф).

Тем не менее, хорошенько запутавшись в зеленой энергетике, Украина уже готовится поучаствовать в новом европейском тренде - энергетике водородной. Тем более что в рамках стратегии ЕС на Украине может быть поставлено до десяти гигаватт электролизеров для производства водорода. Но проблема видна невооруженным взглядом. Зеленый (вырабатываемый электролизом воды из энергии ВИЭ) водород и в Европе дорог, а если стоимость возобновляемой электроэнергии в два-три раза больше, чем в Европе, то цена будет неподъемной.

Напрашивается паллиативное решение - использование дешевой (и вполне зеленой в контексте выбросов углекислого газа) атомной энергии или энергии ГЭС. В этом направлении события и развиваются. В августе компания с говорящим названием "H2" заключила предварительные договоренности о строительстве дата-центра с "Энергоатомом" и производства электролизного водорода с "Укргидроэнерго". Пока это меморандумы (правда, подписанные в присутствии президента Украины), которые уже успели получить порцию критики и на самой Украине: неизвестная компания с формальным уставным капиталом готовит такие масштабные договоры на миллиард долларов.
Кстати, по формальным признакам использование энергии АЭС на прочие нужды даже поможет нормализовать энергосистему. Украинские чиновники уже жаловались, что при росте доли ВИЭ им придется искусственно ограничивать выработку даже на АЭС. В таком случае система получит дополнительную гибкость — "лишняя" энергия АЭС будет уходить, к примеру, на производство водорода. Но заплатят за эту гибкость все потребители, ведь вклад СЭС и ВЭС только увеличится.

Украинский сюжет до некоторой степени актуален и для России. У нашей страны, конечно, более гибкая энергосистема, плюс помогает то, что доля ВИЭ невелика. Тем не менее и в нашей стране уже зафиксированы единичные случаи вынужденного ограничения выработки на СЭС и ВЭС, в связи с чем регуляторами рассматривается возможность ограничения строительства новой зеленой генерации в южных регионах, где уже к 2024 году доля ВИЭ в выработке достигнет 8%.
Кроме того, и у нас достаточно высокая стоимость финансирования. Критики уже не раз отмечали, что в РФ ВИЭ развиваются слишком медленно. Что происходит, когда они развиваются слишком быстро, мы видим на примере Украины. Подробнее и со ссылками - в тексте.
https://ria.ru/20200910/energetika-1576988799.html

Вдогонку ко вчерашней колонке по ВИЭ на Украине. Почему принудительно и сурово (снижение тарифов на 60%) там сворачивают возобновляемую энергетику. Вот страница из презентации (нашёл на biz.liga .net). Сейчас ВИЭ на Украине вырабатывают 8% энергии и забирают 26% денег энергорынка, уже немало. Но если ничего не делать и дождаться, когда будут построены все ВЭС И СЭС станции, на которые уже заключены предварительные договора, то ВИЭ будут давать всего 19% энергии, но забирать 57% (!) денег энергорынка. Плюс вопросы с диспетчеризацией.

Сегодня все обсуждают новый прогноз BP. Но вкратце это сделать очень сложно: много графиков, выводов. Стало три сценария (причём business-as-usual очень сильно отличается от двух зелёных-прогрессивных: rapid и net zero), и понятно, что реальная жизнь может оказаться где-то между ними. Из интересного: компания, ссылаясь на ковид (но скорее это повод, а не причина) резко переобулась и за последний год сильно "позеленела". О планах сократить уже к 2030г на 40% свой нефтегаз было известно и ранее. Больше не видят роста спроса на нефть даже в консервативном сценарии (зелёная (почему-то :) линия). Правда, и в прошлом году BP прогнозировала достаточно умеренный рост спроса на жидкие топлива с плато в районе 2030 года. И тем не менее, нельзя не признать очевидное. Без сохранения существенных инвестиций в нефть и газ, текущая добыча начнёт схлопываться быстрее, чем упадёт спрос даже в самых революционных "зелёных" сценариях. А реальность скорее будет ближе к business-as-usual.

Написал по транзиту газа в Европу с учётом того, что "Северный поток-2" (СП-2) к 1му кварталу вероятно не достроят. Напомню, что транзитный договор с Украиной подразумевает прокачку 65 млрд кубометров в текущем году и по 40 млрд в 4 последующих года. В текущем году на фоне провала спроса и 65 млрд украинского транзита у Газпрома даже избыток мощностей. Что будет в следующем? Когда спрос чуть восстановится, а транзит через Украину упадёт на 25 млрд. Скажем сразу, что дополнительные объёмы транзита можно "дозаказать", но этого хочется избежать.
Сначала отметим, что в последние годы российский экспорт в Турцию сильно просел (так как появился новый азербайджанский газ и СПГ). Это важно, ибо если раньше для грубой оценки мы считали все трубы сразу, так как объем газопроводов в Турцию примерно соответствовал объему экспорта, то теперь на этом направлении избыток. Поэтому лучше считать отдельно только трубы в Европу и экспорт в дальнее зарубежье без учета Турции. В 2018 году экспорт в Турцию составил 24 млрд, в прошлом году — 14,5, прогноз для этого года — менее 10.
Прогноз общего объема экспорта в дальнее зарубежье на следующий год сейчас давать сложно, но пусть это будут 170 млрд, из них до 15 млрд восстановится экспорт в Турцию. Итого непосредственно в Европу нужно отправить 155 млрд.

А что с трубами? Непосредственно в Центральную и Западную Европу у "Газпрома" гарантированно будет 59 млрд по "Сев.потоку-1" (работает с превышением мощности), около 38 млрд — через Белоруссию-Польшу, 40 млрд — по сути предоплаченного транзита через Украину. В сумме 137.
Кроме того, из европейских объемов для юга Европы часть пойдет через Турцию (вторая нитка "Турецкого потока"). Уже сейчас так газ поступает в Болгарию и Грецию, а чуть позже пойдет на Балканы. Сербский участок уже сделан, как мы знаем, подозрительные задержки происходили с болгарским участком, но и его обещают доделать к январю. По объемам тут многое зависит от спроса, но в сумме это в лучшем случае около 10 млрд. Позже, когда появится выход из Сербии на Венгрию (в планах — конец 2021 года), это позволит перекинуть дополнительные объемы (до 6 млрд) с западного (дефицитного без "СП-2" и покупки дополнительных транзитных мощностей у Украины) на южное (избыточное) направление транзита.
Таким образом, возможно (в зависимости от спроса), "Газпрому" придется докупать у Украины дополнительные транзитные мощности, на уровне 10-20 млрд в год. Все зависит и от цен — если они будут как этим летом, то от дополнительного экспорта "Газпром", вероятно бы, отказался: прибыль будет минимальной, а дополнительные объемы создадут давление на рынок.

Подытожим. Первое. Конечно, по поводу подписания "Газпромом" с Украиной транзитного договора существуют и критические комментарии. Но по факту он уже подписан — на условиях "качай-или-плати". А значит, ввод или не ввод в ближайшие годы (до 2024 года включительно) СП-2 в минимальной степени повлияет на финансовые показатели "Газпрома".
Во-вторых, избыток мощностей на турецком направлении (вторая нитка "Турецкого потока" в любом случае предназначалась для Южной Европы) делает актуальным максимальное переключение экспорта в Европу на это направление, что позволит минимизировать закупку дополнительных мощностей у Украины. Уже в ближайшее время трубопровод выйдет на Сербию, наиболее актуальная задача — соединение с Венгрией.
В любом случае "Газпрому" (и до завершения строительства "СП-2", в меньшей степени — и в дальнейшем) придется балансировать между различными направлениями: украинским, польским, а возможно, и турецким. Все транзитные страны — непростые переговорщики. Напомним, что "Газпром" в июле уже забронировал на год все мощности по польскому направлению ("Ямал — Европа"), причем по комфортной цене, незначительно превышающей низкий тариф в рамках предыдущего долгосрочного договора. Тогда это казалось спорным решением, так как ожидалось завершение строительство "СП-2". Но получается, что "Газпром" вовремя и дешево подстраховался. Чуть подробнее и с ссылками - в тексте.
https://ria.ru/20200915/gaz-1577222525.html

Немного подробностей по поводу новой стратегии BP. Напомню, что она была опубликована ещё в начале августа и наделала много шума: к 2030 году кратное увеличение доли ВИЭ, и, главное, на 40% сокращение добычи нефти и газа (именно вместе). Дело было в отпускной период, поэтому только сейчас наткнулся на интересную подробность: та же стратегия подразумевает к 2030 году увеличение в два раза портфеля СПГ (до 30 млн т в год). Как это соотносится с предыдущим утверждением?

Варианты могут быть разные, тем более, что представители BP сообщали, что в этом портфеле соотношение между "собственным СПГ" (т.е. где компания - владелец завода) и покупным (когда СПГ приобретается в портфель для перепродажи) ещё не определено.
Если будет больше собственного СПГ, то для сохранения "-40%" к добыче нефти и газа, нужно сильнее, чем на 40% сворачивать добычу непосредственно нефти.

Если же будет в основном покупной СПГ в свой портфель, то это означает, что отказ от собственной добычи ископаемого топлива (СПГ) - это до некоторой степени хитрость и формальный момент, т.к. своими долгосрочными контрактами на покупку СПГ компания фактически гарантирует производство у прочих участников.
Посмотрим, как оно будет, пока здесь видится небольшое противоречие в пользу ярко заявленного зелёного курса.

Немного написал про газовые рынки. Итак, цены на газ и СПГ немного выправляются: $130 и $150 за тыс. кубометров на спотовом рынке в ЕС и АТР, соответственно. Глобальный импорт СПГ (по итогам прошедших месяцев 2020г) - на 1.3% выше, чем в прошлом году. При этом, по трубопроводному газу снижение международной торговли - это мы видим по РФ, Европе, а Китай снижает импорт из Средней Азии. Но на рынке СПГ в этом году добавились и новые мощности (США). Поэтому стабилизировать цены помогают и провалы со стороны предложения. В Австралии не работает Prelude (проблемы) и одна из линий Gorgon LNG. В США летом отгрузки были на уровне 50% (цены не покрывали операционные расходы), сейчас всё по текущим ценам может выправиться, но мешает сезон ураганов. То есть, пока восстановление цен неустойчивое, т.к. перезапуск производств в США будет оказывать вновь давление. Правда, впереди отопительный сезон, поэтому предсказывают уже спот в Азии и по 200 за тыс.кубометров. (продолжение ниже).

(продолжение) Но главное для рынка СПГ - что будет дальше. Пока в этом году нет ни одного инвестрешения по новым заводам, такого не было 20 лет. Причины понятны: нефтегаз сильно потерял в доходах и сокращает инвестиции. Но развитие рынка СПГ имеет свои особенности. В чём они?

С одной стороны, мы видим и текущий избыток газа, а также острую конкуренцию в будущем (Катар, США, Россия, Восточная Африка), все это не способствует высоким ценам и не посылает достаточных рыночных сигналов для инвестиций в новые проекты. Одновременно рынок считается перспективным (спрос на газ будет расти во всех, даже самых зеленых, сценариях). Одним из драйверов развития рынка стало участие нефтегазовых ТНК, которые постепенно начали переходить от "уходящей" нефти к перспективному СПГ.
Как результат — при дорогой нефти (как тогда казалось, надолго) нефтегазовые компании могли вкладывать в перспективный сжиженный газ из общей корзины доходов. Либо прямо через непосредственные инвестиции в заводы, либо косвенно, через покупку в свой портфель СПГ по долгосрочным контрактам, что давало возможность получить кредиты на постройку заводов остальным, относительно небольшим, участникам рынка СПГ.

Сейчас же, с падением нефтяных котировок, нефтяным ТНК не до этого. Плюс к тому некоторые из них нервничают и объявляют о резком "позеленении" своих инвестиционных планов. В свою очередь, у нефтяных гигантов, которые хотят оставаться приверженными ископаемому топливу, также тяжелая ситуация. Это видно на примере компании ExxonMobil.
У этой компании были в планах два главных и крупных СПГ-проекта: это Golden Pass LNG в США (совместно с Qatar Petroleum) и Rovuma LNG в Мозамбике. Оба они сейчас отложены в долгий ящик, принятие решений по американскому заводу задерживается как минимум на год, по Мозамбику — до 2023 года. Планы по расширению действующего завода в Папуа-Новой Гвинее также сдвигаются.
Остальные американские заводы, разумеется, также не торопятся принимать новые решения, ведь прогарантировать строительство долгосрочными контрактами на продажу СПГ сейчас затруднительно. Буксует ситуация и в Восточной Африке в целом. Об отсрочках в проекте Exxon уже было сказано. А вот СПГ-проекту Mozambique LNG (под контролем Total), регулярно мешают действующие в регионе группы экстремистов, что ставит под вопрос достройку его в срок. Про планы заводов в Танзании последнее время вообще почти не вспоминают.
Из этого всего можно было бы сделать вывод, что в среднесрочной перспективе мы увидим и дефицит предложения. Так бы оно и было, если бы не планы Катара по сразу нескольким новым заводам. Официального инвестрешения еще нет, но предварительные работы активно ведутся. А низкая себестоимость СПГ позволит Катару строить с минимальной оглядкой на цены.

Наконец, еще один фактор неопределенности: механизмы ценообразования. Несмотря на развитие спотового рынка, до последнего времени ценовая привязка к нефти позволяла производителям СПГ гарантировать окупаемость. При этом на фоне дорогой нефти и растущей конкуренции в СПГ коэффициент этой привязки последние годы в новых контрактах все снижался и снижался. Сейчас нефть подешевела, но маловероятно, что покупатели захотят возвращаться к старым, высоким коэффициентам. А при нефти по $45 и типовом в последнее время коэффициенте привязки в 0,11, СПГ будет стоить всего около $5 за млн БТЕ, или около 180 долларов за тысячу кубометров. А покупателей при этом все больше интересует газ по спотовым ценам.
Напомним также, что развивающиеся страны АТР способны "переварить" большие объемы газа (с чем и связаны прогнозы удвоения рынка СПГ за 15 лет), но только по низким ценам, максимум на уровне $200 за тыс. кубометров, а лучше меньше.
Все эти факторы приводят к неопределенностям и некоторой парадоксальности развития рынка. Природный газ в целом и СПГ в частности остаются очень перспективным топливом, но на высококонкурентном рынке, спрос на котором, в свою очередь, будет уверенно расти только при достаточно низких ценах.
https://ria.ru/20200920/gaz-1577479705.html

Рисунок: котировки BP за год, источник Yahoo Finance.

Котировки акций BP упали до 25-летних минимумов и соответственно даже ниже ковидных уровней марта. Некоторые наблюдатели связывают это с разочарованием от недавно опубликованной новой стратегии, где идёт отказ от нефтегаза (-40% к 2030г.) и "позеленение". Доходность инвестиций в ВИЭ исторически ниже нефтяных, так что реакция казалось бы понятна. Но едва ли в текущем падении виновата только стратегия - такая картина почти по всем нефтяникам.
К примеру, цены акций ExxonMobil также вплотную приблизились к ковидным минимумам марта, а тогда ситуация была несколько иной (отрицательная нефть, полная неопределённость ит.п.). Что это - ожидание слишком долгого восстановления, и нефти по 40, скажем в течение ещё года-полутора? Или опасение быстрого энергоперехода/дань моде на отказ от нефти? Chevron выглядит чуть уверенней, но тенденция та же.

Котировки российских компании ведут себя немногим лучше. Тут правда дело в первую очередь в новых налоговых инициативах, которые, конечно выглядят странными на фоне того, что сектор и так главный пострадавший в этот кризис. Видимо решено, что раз новая добыча на фоне ОПЕК+, и, соответственно инвестиции пока не нужны, то, можно ещё что-то взять у нефтяников. А что инвестцикл длинный, да и смена правил не способствует новым инвестициям даже при восстановлении рынка: ну потом разберёмся. Заберут прилично (пишут, что больше всех пострадает "Татнефть", "Газпром нефть", "Лукойл"), хотя точные цифры пока неизвестны. Но "Татнефть" уже анонсировала, что новые налоги оцениваются 80 млрд руб. При том, что в очень благополучном прошлом году вся прибыль была около 190 млрд. Комментарии, как говорится, излишни. В результате из российской нефтянки бодрячком только "Роснефть", которая (сюрприз) отбилась от ужесточения налогообложения, плюс к тому проводит выкуп акций.

Написал на вечную тему "российский газ vs СПГ из США". Инфоповод понятный: сообщения в СМИ, что в случае отказа от "Северного потока-2" (СП-2) Европа будет много переплачивать за СПГ из США. В свою очередь, критики смеются: вот же американский СПГ продаётся в Европе как и прочий газ по биржевым (а сейчас вообще сверхнизким) ценам. Где же правда? Жизнь, как всегда, сложнее простых схем.
Сначала самое простое. СП-2 всё же по большому счёту строится на замену украинскому транзиту. Поэтому для того, чтобы американский СПГ вытеснил российский газ нужно 2 условия: не только недостройка СП-2, но и прекращение укр.транзита (неважно по каким причинам: старая труба, запретительный тариф ит.п.). Напомню, что в любом случае у "Газпрома" на 4 года гарантированный договор на прокачку 40 млрд куб.м в год. Т.е. СП-2 можно неспешно строить всё это время без особых финансовых потерь.
Идём дальше. Допустим "СП-2" и укр.транзита нет. Почему это должно помочь именно американскому СПГ? В общем случае, конечно нет. Но удаление с рынка 50 млрд в год в любом случае поддержит цены на глобальном рынке и тем самым повысит рентабельность продаж СПГ из США.

Главное же в другом. Штатам по большому счёту не нужно как-то поддерживать текущее производство СПГ, т.к. гарантированную плату за сжижение американские владельцы заводов в любом случае получат, а страдают трейдеры (и импортёры).
Но вот именно из-за убытков по старым контрактам, новых покупателей будет очень сложно уговорить на аналогичные договора ("сжижай-или-плати") на новые проекты, которых не мало.
Действительно, предыдущие договора заключались при дорогой нефти и дорогом СПГ на спотовом рынке, тогда ам. СПГ был выгоден. Сейчас всё наоборот. Здесь бы и помогло принуждение европейского рынка к новому СПГ из США.
Если "откусить" эти 50 млрд от российских поставок в будущем и заставить ЕС подписать гарантированные контракты на ам.СПГ, то можно решить вопрос с окупаемостью "второй волны" американских заводов СПГ. Но заставить тоже непросто. Поэтому сейчас и идёт торг: терминалы СПГ в Германии (скажем на 20 млрд куб.м.) в обмен на разрешение строительства СП-2.
Существенный момент: транзитный договор с Украиной заканчивается через 4 года и примерно столько же строятся новые заводы СПГ.

И последнее. А что по ценам? Дешевый американский (и весь остальной) СПГ, который мы видим в Европе сейчас, - это следствие избытка газа на рынке: трейдеры его продают, чтобы хоть частично компенсировать убытки по контрактам на закупку американского СПГ. Но при восстановлении цен эти объёмы при первой возможности уйдут на более прибыльные рынки.
Для будущих гарантированных поставок, нужно сравнивать полную цену ам.СПГ по долгосрочному контракту с биржевыми ценами на газ в ЕС (т.к. Газпром уже продаёт большую часть по ценам европейских бирж). После восстановления к норме здесь следует ожидать стоимости в $200 за тыс. кубометров или чуть меньше. Цены на ам.СПГ (с гарантированной поставкой) будут зависеть от внутренних цен на газ в США (это основной фактор неопределённости), но здесь речь о диапазоне 220-270 долларов за тыс.кубов. Таким образом, всё-таки переплата за ам.СПГ, конечно будет, но не в разы. Но заключая долгосрочные контракты на поставку СПГ из США, Европа берет на себя весь риск, связанный с внутренними ценами на газ в США. Подробней - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200926/gaz-1577782842.html