Как «Газпром» достиг почти рекордного экспорта с минимальным украинским транзитом?

На фоне разговоров об умеренном объеме транзита газа через Украину посмотрел цифры. Среднесуточный транзит по итогам 1 полугодия — 124 млн куб.м. (оплачивается по «качай-или-плати» 110 млн). То есть, если предположить, что такой уровень сохранится до конца года, то прокачка составит 45 млрд куб. (при оплаченном в 40 млрд). Превышение идёт совсем небольшое.

При этом по итогам 1го полугодия «Газпром» сообщил что поставил в дальнее зарубежье без малого 100 млрд куб. (200 млрд в годовом исчислении), что немногим меньше рекордных значений. Нет ли здесь противоречия? Ведь раньше для таких объёмов необходимо было сильнее загружать украинское направление. Разумеется, по максимуму загружается «Ямал-Европа» и СП-1. Но СП-2 то пока нет. Такой результат при ограниченной загрузки украинского направления достигнут ещё за счёт трёх факторов:

- во-первых, резкий рост поставок в Турцию (до этого была сильная просадка, но и рост сейчас свыше +200% по итогам первого полугодия), а на этом направлении сейчас есть избыток мощностей (Турецкий поток-1, Голубой поток) никак не связанных с украинским транзитом и другими трубами в ЕС

- в полную силу началась работа сухопутного продолжения Тур.потока — а это уже, помимо Болгарии, Греции и Румынии, поставки и в Сербию, а в ближайшее время и Венгрию.

- не стоит забывать, что теперь в экспорт в дальнее зарубежье входят и поставки в Китай, т. е. нынешний годовой объём экспорта, скажем, в 200 млрд кубов уже не равен экспорту в западном направлении. В текущем году поставки в КНР должны составить около 10 млрд куб.м, дальше — больше.

Тем не менее. Если прикинуть на коленке, не меньше 5 млрд кубов поставок в 1полугодии всё равно не удаётся вписать в объёмы экспорта (100 млрд) с учётом загрузки действующей инфраструктуры. Не удивлюсь, если всё же в эти цифры экспорта входит и подъём принадлежащего Газпрому газа из европейских ПХГ.

Энергия из ветра и солнца дорожает: удастся ли подешеветь «зелёному» водороду?

Ещё лет десять назад стоимость генерации электричества с помощью ветра и особенно солнца была намного выше, чем из ископаемых энергоносителей. Тогда между сторонниками традиционной энергетики и ВИЭ шёл активный спор. Вторые утверждали, возобновляемая электроэнергия будет постоянно дешеветь, а значит — в результате, как минимум сравняется по ценам с традиционной генерацией. Это вызывало вопросы у критиков ВИЭ — мол невозможно ожидать, что себестоимость ВИЭ-генерации будет только снижаться, всему есть предел. Жизнь, однако, показала, что «зелёные» оказались правы. Особо сильное падение цен за последнее десятилетие наблюдалось для солнечной энергетики.

Почему мы вспомнили эту в общем-то достаточно известную историю? Потому что сейчас она в каком-то смысле повторяется, только теперь в контексте водородной энергетики. Да, «зелёный» водород из ВИЭ нынче дорог, раза в три дороже «серого», из природного газа, но, как считается, к 2050 году, а то и раньше, он сравняется по цене с «серым», то есть сильно подешевеет.

Себестоимость «зелёного» водорода состоит из двух компонент: стоимость энергии ВИЭ и стоимость (в основном — амортизация капитальных затрат) электролизёра.
По электролизёрам очевидно будет падение цен. Но основной вклад в себестоимость «зелёного» водорода вносит всё же электроэнергия ВИЭ. Существует мнение, что для производства такого водорода может быть использована «лишняя»энергия ВИЭ, образующаяся в тех случаях, когда пиковая мощность превышает спрос. Мол, её стоимость вообще можно приравнять к нулю в расчётах. Но это всё же исключение. А одним из магистральных направлений развития водородной энергетики в ЕС становится использование морских ветряков с выработкой водорода непосредственно в море (и передачи его по трубам на берег).

Таким образом, для падения цен на «зелёный» водород нужно всё же ждать дальнейшего снижения цен на ВИЭ. А здесь последнее время всё развернулось — цены растут.
Ещё в мае Vestas, один из лидеров рынка ветроустановок, объявил о повышении цен на свои турбины. Да, среди причин — рост цен на сталь (где велика цикличность) и «коронавирусные» перебои в поставках. И тем не менее.
Похожая ситуация и в солнечной энергетике, где сейчас мы видим лишь стабилизацию цен на компоненты солнечных панелей после сильного роста: с начала года цены на поликремний почти утроились. Всё это транслируется, хотя конечно не с такой же кратностью, в цены на сами модули. Рост цен на ветряки и солнечные панели уже напрямую отражается и непосредственно в ценах на электроэнергию из возобновляемых источников. Повторимся, даже если это временный рост, в любом случае текущая ситуация ставит под сомнения тезис, что цена электроэнергии ВИЭ будет только снижаться.

Предполагается, что конкурировать с прочими источниками энергии в будущем «зелёный» водород сможет за счёт двух сходящихся процессов. С одной стороны, падение его себестоимости. С другой стороны, рост цен на выбросы углекислого газа. В результате, в какой-то момент зелёный водород должен оказаться конкурентоспособным. Но пока фиксируется только один процесс — рост цен на углеродные квоты.
На этом фоне неудивительны последние оценки: «зелёный» H2 окажется конкурентоспособным только при ценах на выбросы в 200 евро за тонну (справочно: сейчас в ЕС, после сильного роста цен, это около 50 евро).
Риски того, что цены на «зелёный» водород упадут в будущем несущественно — вовсе не означает, что ЕС откажется от таких проектов. Скорее будет как в анекдоте: «теперь ты будешь меньше пить?» - «Нет, теперь вы будете меньше есть» - подтягивать конкурентоспособность зелёного водорода придётся за счёт роста цен на выбросы, что актуально и для нас в контексте трансграничного углеродного налога.
Подробности, картинки, цифры, гиперссылки — по ссылке. https://gasandmoney.ru/analitika/energiya-iz-vetra-i-solncza-dorozhaet-udastsya-li-podeshevet-zelyonomu-vodorodu/

Написал про монетизацию запасов жирного газа Ямала, сейчас рассматриваются варианты. У каждого свои плюсы и минусы:

- выделение жирных компонент газа и переработка в полимеры непосредственно на Ямале (нужно решать проблемы судоходства по СМП, сложная и дорогая стройка);

- выделение жирных компонент на Ямале с последующим их транспортом в район Дальнего Востока со строительством уже там нефтехимического производства (те же проблемы с СМП, нужна отгрузка и приём этана, но более удобная стройка);

- увод жирного газа в газотранспортную систему по отдельной нитке газопровода с последующим разделением в регионах европейской части России (дорогая труба, «двойные» расходы на транспортировку).

Простых решений ожидать не следует, этан и С3+, конечно, ценное сырьё, но в мире такого сырья много, а этан ещё нужно выделить из потока газа. В США даже собираются строить специальную электростанцию, чтобы сжигать лишний этан.

Подробности по ссылке https://rupec.ru/society/blogs/47276/,
картинка — экспорт этана из США.

Из всех обзоров МЭА больше всего нравится World Energy Investments. Никаких тебе прогнозов, часто сомнительных, а сухая статистика куда по направлениям идут деньги. Почти все картинки интересные, здесь выкладываю расклад по кап.затратам в нефтегаз.

Видно, что некоторые нефтегазовые majors (особенно Exxon) снижают свои CAPEXы в добычу даже в 2021 году, хотя в среднем в 2021 ожидается восстановление инвестиций на 8% после провального 2020 года. Напомню, ещё весной стало известно: Exxon и Chevron практически перестали бурить «сланец» (к примеру, доля их буровых на Permian сократилась до менее 5% по сравнению с 28% годом ранее). То есть медленное восстановление сланцевой добычи связано больше с ТНК, чем с «независимыми» компаниями. А ведь в начале 2020 года у Exxon и Chevron были большие планы — они планировали добывать 1.7 млн б/д сланцевой нефти на двоих к 2025 году и продавали активы за рубежом, чтобы инвестировать в более «гибкую» сланцевую добычу. Гибкостью кстати, вполне удалось воспользоваться.

Цены на газ в Европе на днях обновили рекорды, но также газ впервые стал и дороже нефти в энергетическом эквиваленте, сообщает Platts (в АТР такое встречалось и ранее). На картинке цифры приведены к МВт-ч. Если оперировать более привычными нам единицами измерения, то коэффициент пересчёта газа в нефть по энергосодержанию составляет 0,172. То есть, в случае ценового паритета нефти и газа по содержанию энергии,

цена газа (в $/млн БТЕ)=0,172*цена нефти (в $/баррель).

Но газ всегда продавался заметно дешевле энергетического эквивалента нефти. Например, когда ранее «Газпром» реализовывал газ с нефтяной ценовой привязкой (сейчас таких контрактов осталось мало) коэффициент составлял не «паритетные» 0,172, а примерно 0,1. В таком случае при нефти по 65, газ по «старым» контрактам «Газпрома» стоил бы по $6,5 за млн БТЕ или $232 за тыс. кубов).

Другими словами, ЕС сейчас переплачивает не менее 72% за газ по сравнению с ценой, которую он мог бы платить если, бы сохранил нефтяную ценовую привязку.

Начинаем сезон с простенького текста про отношение населения к проблемам глобального потепления. Каких-то откровений нет, скорее личные переживания о происходящем. Краткое содержание:

По сумме различных причин Россия уже вовлекается в инициативы ЕС по декарбонизации. А значит тематика глобального потепления начинает затрагивать каждого из нас, вне зависимости от отношения к происходящему.
Если же принять глобальное потепление за аксиому, то мы в любом случае не попадаем в список стран с наибольшими рисками. Очевидные плюсы — увеличение числа регионов для эффективной с/х деятельности и возможность активного использования Севморпути. Основной минус — риски, связанные с работами в районах вечной мерзлоты.

Общественное мнение по-прежнему настроено к проблематике изменения климата скептически. Согласно недавнему опросу, отрицают глобальное потепление около четверти, ещё примерно столько же затруднились сформулировать своё мнение. А по данным ВЦИОМ, подавляющая часть участников считает влияние изменения климата несущественным для своей семьи и уж точно не готова доплачивать.

Простое объяснение антропогенного изменения климата широко известно, это так называемый парниковый эффект. Но климатические процессы слишком сложны, чтобы всё объяснить одним качественным эффектом без оценки количественного влияния. Самостоятельно разобраться во всех хитросплетениях нельзя, нужно довериться учёным. При этом, 97-99% учёных не сомневаются в антропогенном характере происходящих изменений.

Откуда возникает недоверие к практически однозначным выводам научного сообщества — тоже понятно. «Зелёная повестка» имела полную политическую поддержку на западе, насаждалось соответствующее общественное мнение. В этих обстоятельствах, разумеется, возникают, сомнения в объективности всего представленного пласта исследований. Ведь научная деятельность не избавлена от механизмов, которые могут приводить к искажениям. Даже на стадии публикации исследования редактор журнала, принимающий решение, всегда может найти причину для отказа. Можем ли быть уверены, что все качественные статьи, но отражающие «немодные» аспекты проблемы были опубликованы?
Вышесказанное, конечно, не означает, что идея антропогенного влияния на климат не имеет под собой оснований. Но быстрая политизация климатической тематики в результате заложила под все исследования «мину», которая ещё долго будет причиной большого числа сомневающихся.

Так или иначе, маховик декарбонизации уже запущен. Пусть в меньшей степени, чем в ЕС, но шаги принимаются и в США, и в АТР.
В результате, эта тематика затронет каждого из нас. Здесь и личное «ответственное потребление», экономное использование электричества и тепла, отказ от личного автомобиля.
В значительно большей степени всё это касается работников энергетического сектора. Всем им придётся в своей производственной деятельностью сталкиваться с шагами по декарбонизации своих предприятий.

Можно только позавидовать тем людям, которые искренне уверены в антропогенном влиянии на климат и, главное, эффективности предлагаемых решений, а значит чувствуют свою сопричастность с чем-то важным. Но обсуждаемые выше обстоятельства привели к тому, что у значительной части общества следует ожидать формального отношения к происходящему.
Если говорить об экономике страны то это, во-первых, трансграничный углеродный налог. Но многие компании начинают инвестиции в декарбонизацию даже в отраслях, не подпадающих под действие налога. Появляются экологические рейтинги компаний, а условия их кредитования будут зависеть от принимаемых усилий по декарбонизации.

На этом фоне остаётся главный риск: если значимого снижения выбросов СО2 достичь не удастся или уменьшение антропогенного воздействия по тем или иным причинам не замедлит процессы глобальных климатических изменений. Это означает, что огромные усилия, финансирование, и главное, время, которые сейчас будут потрачены на борьбу с эмиссией СО2, нужно было сразу перенаправлять на борьбу с последствиями этих климатических изменений.
Подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210829/klimat-1747669906.html

ТГ-канал Преемник пишет, что "Роснефть" получит право экспорта газа в Европу (на днях обсуждался запрос, речь идёт о 10 млрд куб.м в год, компания даже обещала платить повышенный НДПИ). Просто оставлю это здесь, #вотипосмотрим , действительно ли инсайд или очередная история по формированию общественного мнения через телегу. Случай вроде бы не тот, чтобы общественное мнение тут на что-то повлияло. https://yangx.top/preemnik/3082

Опасная игра «Газпрома»: как долго продержатся высокие цены?

Написал про ситуацию на газовом рынке. Цены экстремально высоки, но когда они скорректируются и до какого уровня предсказать невозможно. И если кто-то скажет обратное, спросите его, а что он сам на это поставил. Тем не менее, некоторые рассуждения.

Причины традиционны: низкий объём в ПХГ, дисбаланс спроса и предложения. Со стороны предложения наблюдается очень низкий уровень загрузки действующих заводов СПГ, он почти такой же как год назад.

Но есть разница. Тогда глобальные цены на газ были слишком низкие, чтобы американским заводам СПГ было выгодно работать. Сейчас владелец американского СПГ получает хорошую прибыль, поэтому производства работают на проектной мощности. Казалось бы, при такой цене и все остальные заводы в мире должны производить по максимуму. Но не получается: технические проблемы или дефицит сырьевого газа.

В Европе же есть ограничения предложения со стороны «Газпрома». Ограничения эти не особо и велики - компания поставляет газ в Европу примерно по нижней границе диапазона за последние пять лет.
Тем не менее, в сумме с другими обстоятельствами этого оказалось достаточно для почти трёхкратного роста цен от «нормы». «Газпром» исполняет все взятые обязательства, но вероятно мог бы экспортировать больше. Однако компания ограничивается полной загрузкой по «своим» трубопроводам плюс экспортом по украинскому направлению в рамках объёмов немногим больше, чем«качай-или-плати».

Любопытно, что после того как было принято решение о возможности только 50%-ной загрузки «Северного потока - 2», «Газпром» прекратил продажи на следующий год на своей ЭТП. Так или иначе, незначительно сократив экспорт, «Газпром» получил цены более чем в два раза выше «плановых» и дополнительный негласный аргумент в спорах по «Северному потоку-2».

Насколько опасна эта игра? Понятно, что в краткосрочном плане альтернативы поставкам «Газпрома» нет.
В среднесрочном плане основным риском традиционно считаются новые объёмы американского СПГ. Но принятие новых инвестрешений по заводам СПГ в США, да и в мире — буксует. Это выглядит странно, особенно для США, где много готовых проектов, а значительная их часть заложена в долгосрочные балансы. Они казалось должны были начать строиться даже при более низких ценах на рынке. В чём причина?

Во-первых, американская модель предполагает в большинстве случаев обеспеченность строительства новыми контрактами, а их ещё нужно заключить. Здесь есть прогресс но тоже всё не быстро. Ажиотажа нет. Это говорит в пользу того, что в среднесрочной (4-5 лет, время строительства завода) и долгосрочной перспективе участника рынка ожидают возврата цен к норме.
Кроме того, у владельцев американских СПГ-проектов и покупателей их сжиженного газа могут быть и другие опасения.
Во-первых, выросли внутренние цены на газ в США до $4,5/млн БТЕ по сравнению с ещё недавними $3. Считается, что долгосрочная цена в $3 устойчива, а сланцевого газа много. Но текущая ценовая конъюнктура также влияет на приятие решений: вдруг глобальные цены упадут, а внутренние нет?
Ещё одной причиной для задержки строительства мог стать кратный рост цен на сталь, что также увеличит стоимость завода. Тем более, что, как считается, этот рост временный, а значит есть смысл немного подождать.

Все эти факторы приводят к тому, что строительства откладываются, а значит — через четыре года, когда эти производства по плану должны войти в строй, можно ожидать нового дисбаланса.
Впрочем, за четыре года цены ещё скорректируются по другим причинам: это сделать может при желании и тот же «Газпром», нарастив поставки. Вопрос лишь в том — до каких уровней? Ведь одно дело — «на пределе» прибыльные $200+. И другое дело — комфортная цена в $350 за тысячу кубометров, которая наблюдалась в первой половине 2010-х на европейском рынке.

Как обычно, в два раза подробней+картинки+гиперссылки = по ссылке. https://gasandmoney.ru/analitika/opasnaya-igra-gazproma-kak-dolgo-proderzhatsya-vysokie-czeny/

В ожидании нового СПГ из США. Кейс Tellurian (проект Driftwood LNG)

В некотором смысле в продолжение предыдущих рассуждений о среднесрочной «угрозе» для «Газпрома» в виде американского СПГ. Как мы обсуждали выше, пока по факту решений о новом строительстве заводов СПГ в США нет. При этом из новых потенциальных проектов неплохо с заключением контрактов продвинулась компания Tellurian с проектом Driftwood.

Постоянные читатели наверное заметили, что слежу за этой историей — у компании активный PR, интересная бизнес-модель, много громких заявлений. В основателях — Ш.Суки, ушедший из пионера американского СПГ — Cheniere Energy. При этом, разговоры о скором инвестрешении (ОИР) о строительстве слышны очень давно. Например, летом прошлого года заявлялось, что ОИР будет принят, когда глобальные цены на газ вырастут до $5/млн БТЕ (тогда был провал цен). С тех пор прошёл год, цены — выше $15 (!), инвестрешения нет. Правда, если всё верно уследил, у компании до конца не решена проблема с достаточным количеством своих участков для добычи: модель компании предполагает собственную добычу, чтобы не зависеть от цен Henry Hub.

Так или иначе, почему это всё интересно. С одной стороны, компания не ведёт текущей производственной деятельности, то есть котировки не зависят от фин.результатов, а фактически отражают «условный опцион» на доходы с будущего завода СПГ. И как мы видим из них, инвесторы не настроены слишком оптимистично по поводу принятия скорого инвестрешения (или же по поводу доходности всего мероприятия?).

Можно было бы сказать, что это отражает общий настрой для всех будущих производств. Но за последние годы участники рынка слышали много позитива от этой компании, и пока нулевой выхлоп. Плюс недавний выход из проекта компании Total, которая воспользовалась своим правом соскочить, если инвестрешение не будет принято до конца июня. Тем не менее, история - ещё один интересный индикатор перспектив новых американских заводов СПГ, где реальность сильно разошлась с прогнозами.

Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией. На Спб бирже, её и нет, кстати.
Картинки в комментах, т. к. для постов свыше 1000 знаков телега не даёт ставить картинки тем же постом. #TELL

«Северный поток-2»: удастся ли превратить проблемы в преимущества?
К скорому запуску СП-2 написал обзорный материал об остающихся сложностях и вариантах борьбы. Краткое содержание:

Строительство СП-2 практически завершено, но остаётся вторая задача — добиться разрешения на полное заполнение трубы (сейчас 50%).
Такой прецедент есть: исключение предоставлено газопроводу TAP (продолжение турецкого TANAP), с 10 млрд кубометров азербайджанского газа. Любопытно, что если для «СП-2» в принципе невозможно найти нероссийских поставщиков для заполнения оставшейся половины трубы, то в случае TAP и сам «Газпром» в теории с интересом мог претендовать на участие в использовании этого газопровода.

Второй важный момент. Как мы все помним, для «СП-1» также были постоянные проблемы с полной загрузкой. Но это было связано с ограничениями на прокачку уже по одному из двух сухопутных продолжений — газопроводу OPAL.
Потом острота проблемы спала — был достроен EUGAL, сухопутное продолжение уже для «Северного потока-2» (в этом случае удалось добиться практически полной загрузки). И пока морской части «СП-2» ещё не было, можно было пользоваться этой сухопутной трубой для доставки газа из «СП-1».
Сейчас же достраивается второй «поток», а значит его сухопутное продолжение, в случае полной загрузки морской части, будет использоваться по своему первоначальному назначению.

Не будем утомлять читателя точными расчётами. Если подытожить — чтобы получить эффект от полной загрузки «Северного потока-2», нужно решить и вопрос с OPAL.
И, напротив, в случае сохранения обеих сложностей: отсутствие полного доступа к «Северному потоку-2» и OPAL, эти две проблемы скомпенсируют друг друга, поэтому максимальные потери от ограничений составят 27,5 миллиардов (половина мощности «СП-2») из 110 миллиардов кубометров (суммарная мощность обоих «потоков»).

Пока же последнее судебное решение в процессе по OPAL сохраняет ограничение на прокачку из-за позиции Польши: Ведь при снятии ограничений транзит газа через саму Польшу может упасть.
После полной загрузки «своих», прямых газопроводов «Газпрому» в любом случае нужны дополнительные объёмы экспорта (около 40 миллиардов кубометров при «базовом» экспорте в 200 миллиардов). И здесь появляется альтернатива между двумя маршрутами — через Польшу (мощность 36 миллиардов) или через Украину (40 миллиардов оплаченных, но можно и больше).
Транзит через Польшу (газопровод «Ямал-Европа») удобней — он короче и дешевле. Но в перспективе ближайших трёх лет у «Газпрома» есть закреплённые контрактом обязательства перед Украиной по прокачке 40 млрд в год. Соответственно на ближайшие три года пострадает именно польское направление.

Но что делать, если решить вопрос с полной загрузкой газопроводов не удастся? Быстрых решений здесь ждать не стоит, но возможен и «план Б».
Во-первых, допуск в трубу прочих российских производителей газа, в таком случае европейские правила будут выполнены. В конце августа стало известно о просьбе «Роснефти» разрешить ей экспортировать в Европу 10 млрд куб.м в год. Тут конечно, появляется вопрос, насколько либерализация экспорта сетевого газа отвечает национальным интересам.

Ещё один способ решения проблемы - смена точки сдачи-приёмки газа с европейских пунктов на территорию России. В таком случае по трубе уже пойдёт газ покупателей. Определённый задел здесь уже есть. «Газпром» продаёт газ в том числе и на собственной Электронной торговой платформе, но пока также с европейскими точками поставки. Тем более, что в перспективе здесь ещё возможен вариант — продажа газа за рубли.

«Газпром» ещё в 2019 году сообщал о продаже газа за рубли через ЭТП с поставкой в Германию. Но с тех пор информации о новых подобных сделках не было. Тема для дискуссии есть и здесь, но плюсом же является возможность превратить проблемы в преимущество — решить проблему полной загрузки экспортных труб, одновременно создав собственный газовый хаб, в т.ч. с продажей на экспорт за рубли.
Подробнее + ссылки = по ссылке. https://ria.ru/20210909/evropa-1749245687.html

Все пишут про акции «Газпрома», напишу тоже своё мнение.

Котировки «Газпрома» традиционно определяются двумя факторами. С одной стороны, размером дивиденда, с другой — будущим «раскрытием потенциала» компании. Причём рост вклада одного фактора соответственно уменьшает второй.

В новейшей истории, до 2018 года «Газпром» платил почти фиксированные 8 рублей (дивдоходность меньше 5% по тем котировкам), но сохранялся потенциал роста выплат и вообще, «это же Газпром!» Сейчас, с выходом на выплаты в 50% прибыли потенциала осталось очевидно меньше. Ясно, что выхода на 100% выплаты ждать ещё долго — грубо говоря для этого нужно перестать инвестировать в новые проекты, готовясь к «закату газового века».

Таким образом, в теории цена акций должна отражать два фактора: «текущий дивиденд=ситуация на газовых на рынках» + «эффект от новых проектов».
Текущий дивиденд за 2021 год наблюдатели оценивают в 36 рублей, и скорее это сильно минимальная оценка, что уже сейчас даёт дивдоходность свыше 10% по текущим.
Для многих акций это было бы неудивительно. Те же металлурги торгуются на дорогой стали с годовой ДД чуть ли не 20%. Рекордно высокие цены + будущие налоги, оттого неустойчивые, с большой вероятностью «разовые» дивиденды.

Вся эта логика (по идеи) применима и к газу. Главный вопрос лишь в том, до каких значений скорректируются цены на газ. К примеру, за 2018 год «Газпром» заплатил около 16 рублей при выплате 27% МСФО. То есть, по грубой оценке, если долгосрочные цены будут на уровне 2018 года, а это не слишком высокие, просто адекватные цены, то при 50% выплат, мы увидим те же самые примерно 30 рублей дивиденда в год. Что как минимум поддерживает текущий уровень цен на акции. Средняя цена на хабах ЕС кстати в 2018 году составляла $280 за тыс. кубометров, но у ГП было поболее нефтяной привязки. Такой сценарий выглядит вполне вероятным.

Могут ли цены спуститься в менее приятный диапазон $200? В принципе, исключать этого нельзя, тем более погодный фактор — традиционно непредсказуем. Тёплая зима, какая-то нормализация с углём, и получите-распишитесь. Кроме того, «Газпром» сам до некоторой степени может влиять на цены размером поставок.
Сейчас уже наверное неправильно считать как раньше, что «Газпром» заинтересован в умеренных ценах на газ, чтобы не стимулировать строительство новых заводов СПГ в США. Но появились другие факторы — зелёная повестка, и главное «зелёный водород», который при газе по 750 выглядит уже конкурентоспособным, чем при газе по 200, когда зелёной водород полностью дотационный. Cитуация на рынке нездоровая, уверен это беспокоит и Газпром, в долгосроке от этого ничего хорошего.

Но на другой чаше весов — решение по «Сев.потоку-2». Т.е. если не будет разных форс-мажоров (холодной зимы или ещё чего), остаётся ощущение, что ГП готов экспортировать минималку по Украине, а всё сверх того — только по СП-2. Хотите больше газа — давайте разрешение на 100% заполнение. Оставим за скобками, есть ли по-прежнему у ГП свободные добычные мощности, будем считать что есть.

Всё что касается потенциала: «Сила Сибири-2», газификация, проекты в Усть-Луге. Всё это правильные и нужные проекты, но в силу разных обстоятельств здесь нельзя ожидать быстрой прибыли. Получается пока лучше ориентироваться на дивиденд.

Так или иначе, мы вступаем в интересный период, когда котировки будут определяться — высокими текущими ценами и разным представлением участников рынка о будущих среднесрочных и долгосрочных ценах (главное) и всё это фоне того, что Газпром — традиционно особенная акция на фондовом рынке с «аурой» высокого потенциала. А тут ещё и текущая дивдоходность выше 10%. При этом не забываем, что были и покупатели большого пакета по 220р. Интересно, какую цену они посчитают для себя интересной на выход. А в «народном портфеле Мосбиржи» Газпрома уже 25% среди росс. бумаг.

Вот такой расклад, выводов разумеется не будет. И, конечно, помним, что всё вышесказанное - в рамках предпосылки «временной инфляции» (с).

Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией.

"Первые модули трубной эстакады для проекта "Арктик СПГ 2" доставили в центр строительства крупнотоннажных морских сооружений "Новатэк-Мурманск" из Китая", сообщает ПРАЙМ.

Интересно всё же, какой будет реальный уровень локализации и импортозамещения по проекту, если даже не компрессоры и насосы, а трубные эстакады оказываются привозные. Особенно на фоне проблем у оборудования для среднетоннажного ЯмалСПГ 4ая линия, после чего шансов получить что-то российским производителям для нового крупнотоннажного завода становится ещё меньше. Хорошо хоть, что производство главного теплообменника вроде локализовали (хотя и в рамках СП с Linde).
https://yangx.top/prime1/107807

Наткнулся на интересный прогноз газовых цен в обзоре EY с ссылкой на вполне уважаемый, хотя и чуток ангажированный Reuters.

Цены с нефтяной привязкой уже мало кого интересуют (хотя на мой взгляд, они выглядят чуть завышенными), поэтому смотрим на биржевые TTF.

Сначала даты. Как видно из картинки, исторические цены до 1 июля, далее прогноз.

1. Видно, что прогноз на три месяца от июля не сбылся. $14 за млн БТЕ — это 500 долларов за тысячу кубов, сейчас цены много выше.

2. Тем не менее, даже этот достаточно «медвежий» прогноз предполагает, что до конца года цены останутся на высоком уровне $500.

3. 2022 год выглядит адекватно. Прогноз дальше на 23-24 годы — скорее пессимистично для газа, особенно в условиях когда многие СПГ-проекты буксуют, а прогнозные цены на 23-24 год «впритык» покрывают полную себестоимость для некоторых (США) производителей СПГ.

Но поживём-увидим. В любом случае, интересная иллюстрация различия мнений и трудностей предсказания рынка.

«Газпром» не хочет гарантировать энергобезопасность Европы даром

Написал немного по обвинениям Газпрома в манипуляциях на рынке ЕС.

Энергетические кризисы различной степени в мире случаются регулярно. На слуху из последних — рекордные и неожиданные морозы в Техасе в феврале текущего года и дефицит газа прошедшей зимой в Азии, также на фоне холодного фронта. Причин много, традиционно достаётся и ВИЭ. Но фактор ВИЭ не являлся основной причиной сложностей ни в Техасе, ни в Азии, ни сейчас в Европе.

В каждом кризисе — свои особенности. Но всё можно свести к одному рецепту — чтобы минимизировать риски нужно увеличивать резервирования систем энергоснабжения.
В общем случае это не обязательно обозначает резервирование возобновляемой генерации традиционной. Во время дефицита СПГ прошлой зимой в Азии, Япония могла бы перейти на использование электростанций, работающих на мазуте. Но ранее в рамках либерализации рынка большая их часть оказалась закрыта, так как поддерживать работу в обычной ситуации незагруженных мощностей оказывалось невыгодным. Хотя для жидких топлив легко сделать и запасы, которые хранятся практически вечно.

Вопрос лишь в том, что всё имеет свою цену. И уже политики и общество должны решать, насколько инвестиции в простаивающие подавляющую часть времени мощности и запасы оправданы, чтобы предотвращать редкие кризисные явления.
И «виртуальный запас» в виде возможности всегда «заказать» по трубам дополнительный объём газа ровно также имеет свою цену. Как минимум, эта цена состоит в инвестициях и расходах на поддержание работы месторождений и газопроводов.

Причём «Газпром», да и все остальные продавцы газа и СПГ уже изначально при подписании долгосрочного договора берут на себя обязательства поддерживать резерв: по большинству контрактов уровень «бери-или-плати» составляет около 80%, т. е. покупатель без последствий может не выбирать весь газ, который приготовил для него поставщик. При этом, напротив, сам «Газпром» выплачивает штраф, когда по тем или иным причинам не может выполнить свои обязательства в размере полного объёма контракта.
Сейчас же компания полностью выполняет контрактные обязательства. А недавние обвинения «Газпрома» в манипуляциях газовыми ценами выглядят неожиданно: просто некоторые потребители хотят получать даром то, что стоит денег.

Нужно признать, что в этом отчасти виновата и сама российская монополия. Многие годы компания сама подчёркивала наличие избыточных добычных мощностей в качестве «бонуса» для развития газового сотрудничества между Россией и ЕС.
Но эти избыточные мощности образовались много лет назад из-за переинвестирования на фоне излишне оптимистичной оценки будущего спроса и постепенно с годами, вероятно, оказались потрачены.

Какова основная причина того, что текущий экспорт «Газпрома» осуществляется исключительно в рамках контрактов, без дополнительного предложения на фоне рекордных цен, доподлинно сказать сложно. По компетентным оценкам сейчас просто нет лишнего газа, а в приоритете подготовка к российской зиме и заполнение наших газовых хранилищ. Одновременно нынешняя тактика обсуждается и в связке с интригой о будущем «Северного потока-2».

Но вне зависимости от основной причины, настал момент артикулировать: Россия не готова неопределённо долго гарантировать значительные избыточные объёмы экспорта сверх контрактных договорённостей. Это может быть добрая воля или собственная готовность рискнуть, инвестируя в дополнительную добычу, но никак не обязанность. Вопрос здесь не в политике, а в банальном риске замораживании инвестиций в добычу и сети, которые при определённых сценариях могут не окупиться.

Момент настал в первую очередь потому, что по мере новых вводов ВИЭ в будущем похожая ситуация, но вызванная уже не столько дисбалансом на глобальном газовом рынке, как в этот раз, сколько переменчивостью ВИЭ, будет воспроизводиться. Что приведёт к новым обвинениям в манипуляции.

В 2 раза подробнее — по ссылке. https://ria.ru/20210924/gazporm-1751529005.html

Почему новые заводы СПГ не строятся даже при дорогом газе

Написал немного рассуждений по теме.
Наблюдая за рынком газа, нельзя не увидеть противоречие. С одной стороны, спрос и цены высоки. С другой стороны, мы не видим принятия новых инвестрешений по заводам СПГ.
Вероятно участники рынка просто в растерянности — к чему привязывать новые поставки. Несколько лет назад основной была «нефтяная» привязка. С выходом на рынок американского СПГ популярной для этих поставок стала привязка к внутренним ценам в США, который тогда казался дешевле сжиженного газа с нефтяной ценовой привязкой. Но вскоре, в 2015 году, обрушение рынка нефти на время сделало поставки американского СПГ дорогими. В результате, как казалось, участники рынка постепенно приходят к «общему знаменателю» - независимому ценообразованию на газ и биржевым/спотовым ценам. Таким стал почти весь газ и СПГ в Европе и около четверти в Азии.

Если посмотреть на новые контракты (для заводов, решения о строительстве по которым ещё не приняты) на поставку СПГ из США, то даже здесь уже встречается привязка к европейскому TTF или самому ликвидному азиатскому индексу «спота» JKM.
Но экономика функционирования американских заводов СПГ осталась прежней. Если для покупателя цена будет привязана к глобальному спотовому рынку, то риски роста внутриамериканских цен на газ берут на себя уже не покупатели, как раньше, а сами владельцы заводов. Именно поэтому Driftwood LNG планирует сам и добывать газ для сжижения, чтобы нивелировать риск покупки газа с рынка по биржевым ценам.

В любом случае успех новой волны американского СПГ прямым образом зависит от динамики внутренних цен на газ в США.
А здесь мы уже видим рост уже до $5 за млн БТЕ с «базовых» $3. А 27 сентября фьючерс на газ вырос до семилетних максимумов и $5,7/млн БТЕ.
Объяснения тут могут быть разные, в конце концов, «прилив поднимает все лодки», а энергоносители подорожали по всему миру. Но в целом столь сильный рост выглядит достаточно неожиданным и отчасти спекулятивным. Ведь нельзя забывать, что для глобального рынка североамериканский рынок газа всё же по прежнему в значительный степени «заперт» - экспорт ограничен мощностями действующих заводов СПГ. А в последнее время новых мощностей не вводилось.

Но главное — что дальше. Добыча не растёт, внутренний спрос, правда, тоже. А новые, строящиеся мощности СПГ, пусть их осталось и немного, в ближайшие месяцы будут запущены. Конечно, высокие цены держатся не так долго, но пока мы нового бурения не видим. Число буровых установок на газ по итогам прошедшей недели составило 99, даже уменьшившись на одну единицу. С весны число буровых на газ колеблется вокруг отметки в 100 единиц, не реагируя на внушительный взлёт цен.

Ранее производители сланцевого газа, да и консалтинговые компании, отмечали, что цена Henry Hub в $3/млн БТЕ выглядит комфортно. Тем не менее, если посмотреть на финансовую отчётность сланцевых добытчиков, их положение не назовёшь блестящим. Не исключено, что американские сланцевые добытчики газа пошли по пути нефтяников. Которые негласно поддержали ОПЕК+ и «вяло» наращивают добычу.

Подытожим. Ситуация на глобальном газовом рынке складывается парадоксальная. С одной стороны, цены очень высоки. В других обстоятельствах это бы вызывало рост инвестиционной активности. Но аномально высокие цены осложняют процесс контрактования.

Особый интерес к американскому рынку. Здесь два сюжета для наблюдения. Во-первых, условия контрактования для нового СПГ, ценовая привязка. Во-вторых, ситуация с внутренними ценами на газ — вернутся ли цены к «норме» в $3/млн БТЕ. Если внутренние цены упадут — у новой волны американского СПГ есть перспективы. В любом случае, от начала строительства завода до первого СПГ пройдёт не менее четырех лет, в течение этого времени баланс на рынке будет определяться совсем другими факторами.

В 2 раза подробнее+гиперссылки+картинки = по ссылке https://gasandmoney.ru/tendenczii/v-otsutstvii-orientirov-pochemu-novye-zavody-spg-ne-stroyatsya-dazhe-pri-dorogom-gaze/

Любопытная оценка спроса на разные источники энергии в Китае до 2050 года, оценка Platts. Вероятно, здесь уже учтены планы и темпы по декарбонизации. С другой стороны, на фоне текущего энергокризиса, вызванного в том числе досрочным закрытием угольных шахт, появляется и скепсис к подобным оценкам.

И тем не менее, что мы видим.
1) Нет явного пика угля, плато на несколько лет, потом достаточно резкое снижение.

2) Относительно скорый выход на пик нефти (в середине 2020-х), об этом кстати, недавно писали китайские нефтекомпании. Но дальше — плато без заметного снижения спроса аж до 2050 года.

3) Очень ограниченный прирост объёмов газа в балансе относительно нынешних объёмов — дискуссионно.

И, как всегда помним, что это только прогноз, сколько их отправилось по факту в мусорную корзину. Но общий взгляд и направление движения они дают, поэтому всё же полезные картинки, обращаю на них внимание, и выкладываю тут при случае.

Прогнозы роста спроса на первичные полимеры на фоне усиливающийся экологической повестки обусловлены тем, что переработка вторсырья не будет успевать за увеличением суммарного спроса. Но основная неопределенность здесь — темпы роста объемов вторичной переработки. Об этих рисках, и о том, почему спрос на первичный пластик будет расти в любом случае — в материале аналитика RUPEC Александра Собко

https://rupec.ru/society/blogs/47710/

Американское минэнерго публикует интересную картинку фин.результатов американских нефтяных компаний, которая только подтверждает ранее обсуждавшийся сюжет — компании в минимальной степени реинвестируют свои доходы в новое бурение, и планируют направить эти средства на погашение долга, дивиденды ит.п.

На графике — операционный денежный поток (зелёная линия) и кап.затраты (голубая). Как видно из графика, ещё недавно эти доходы полностью тратились на новые инвестиции, сейчас же кривые разошлись — операционный денежный поток растёт, а инвестиции практически нет. Соответственно, свободный денежный поток (операционный ден.поток за вычетом кап.затрат) вырос.

Важное уточнение — график составлен для 54 публичных нефтедобытчиков (хотя немного газа есть, конечно и у них в добыче). В этих агрегированных данных нет 1) крупнейших ТНК 2) компаний с преимущественно газовой добычей. Но у газовиков должна быть очень похожая история.