И пару слов про рекомендацию СД по дивидендам «Газпрома» за 1 пол. 22, которые вроде как должны компенсировать невыдачу дивов за 2021 год. И суммы в обоих случаях похожие, чуть больше 50 рублей на акцию. Но разница существенная.

Какие ожидания были ещё 2 месяца назад, в конце июня перед собранием акционеров, где дивиденды не утвердили:

52 рубля (див.2021) + 70-100 рублей ожидаемых дивидендов за 2022 год. Далее, с 2023 года — все известные риски и неопределённости (не обязательно, что экспорт схлопнется, но риск очевиден и он должен быть в цене).
Итого, при котировках 300 было ожиданий на 120-150 рублей дивиденд за 21-22 гг и 150+ рублей остаточной стоимости компании с рисками следующих годов.

Сейчас у нас остался только 51 рубль за 1 пол.22 года. За второе полугодие предсказывать сложно, но там может быть и около ноля прибыли. Почему?
Во-первых, цены высоки, но объёмы в северных коридорах резко упали. А южное направление (Турция, Сербия и возм.некоторые другие страны) получают газ с нефтяной привязкой, там нет сверхприбыли.
Во-вторых, тот очень крупный дополнительный НДПИ (1,2 трлн) который объявили в июне, и который формально послужил причиной отмены дивидендов, приписан к осени текущего года, т. е. на эту крупную сумму уменьшится именно прибыль второго полугодия.

Итого, мы имеем пока по сути всего 50 с небольшим рублей дивиденда за 2021-2022 годы (а не 120-150), плюс примерно та же остаточная стоимость компании в неопределённый период с 2023 года — за два месяца понимания что будет дальше не появилось.
Поэтому и котировки, 250 рублей, а не 300. Хотя вероятность утверждения дивидендов вроде как считается выше по понятным причинам.
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией.

Написал про кризис модели энергорынка в ЕС и связанные аспекты. Кратко тут, в два раза подробнее - традиционно по ссылке.
В Европе постепенно появляется осознание, что созданная модель энергорынков в кризисной ситуации функционирует плохо. У. фон дер Ляйен заявила, что ЕК работает как над экстренным вмешательством, так и над структурными изменениями рынка электроэнергии.

Причина понятна — высокие цены на газ. Газовым электростанциям нет смысла работать, если используемый газ будет дороже, чем продаваемое электричество. Но главное в другом. На газовую генерацию приходится не такая уж и большая часть всего энергопотребления. Но механизм энергорынка предполагает, что цена формируется на основе цены замыкающего, самого дорогого производителя. Сейчас таким оказывается газовая генерация. Поэтому механизм борьбы с высокими ценами понятен, и он уже озвучен: отделить торги для газовой генерации от остального рынка, при этом для других типов генерации с низкими операционными затратами установить верхние границы цен.

Но рынком электроэнергетики проблемы не ограничивается. Известны сложности в нынешнем дизайне газовых рынков Европы (подробней в тексте). Наконец, третий аспект проблем с регулированием рынков, который ещё заявит о себе в будущем. Несмотря на кризис, от зелёной повестки Европа не отказывается и намерена только усиливать свой сектор ВИЭ. Но чем больше ВИЭ, тем больше нужно связывать избытки непрогнозируемой генерации. Здесь сделана ставка на зелёный водород, получаемый электролизом из ВИЭ. Сейчас на фоне очень дорогого газа даже зелёный водород оказывается дешевле газа.
Но когда газ подешевеет, а именно к этому времени в каких-то минимально осмысленных объёмах появится зелёный водород, то он вновь окажется убыточным, а текущие цены на выбросы углекислоты (которые по идее, должны компенсировать эту разницу и позволить конкурировать дорогому зелёному водороду и более дешёвому газу) не достаточно высоки, чтобы сделать зелёный водород окупаемым. Ещё одна проблема, решения которой пока нет.

Многие страны не торопятся полностью либерализовать свою энергетику. Тем не менее, последние годы движение именно к рынку наблюдалось по всему миру, а либерализованные газовые и энергетические рынки США, Великобритании и ЕС считались с определёнными оговорками моделью для подражания. Сохранится ли оно сейчас?

В АТР даже Япония начала либерализацию своего газового и электроэнергетического рынков всего несколько лет назад. И, кстати, ещё в прошлые, намного более слабые, зимние всплески цен на СПГ, столкнулась с негативными последствиями. В рамках реформы оказались закрыты многие лишние электростанции, которые могли работать на мазуте. В результате, страна не смогла воспользоваться более дешёвой в тот момент генерацией.

Если говорить о России, то у нас цена на газ регулируемая. Существует и биржевая торговля газом, роль которой, несмотря на некоторые усилия регуляторов, пока невелика. Но для нашей, избыточной по газу страны, и развитие биржевой торговли не выглядит критичным, главное, если чтобы эта торговля тем или иным способом не была связана с внешними рынками.
Ведь можно вспомнить и так называемую концепцию равнодоходности поставок (то есть модели, когда цены на внутреннем рынке соответствуют цене на внешнем за вычетом экспортной пошлины и расходов на транспортировку). Практически эта схема конечно никогда не применялась, но от курса на создание такой модели ценообразования у нас отказались только в 2013 году.

Что касается генерации электроэнергии, то здесь модель нашего рынка во многом взята не в ЕС, а с рынка PJM в США. Но проблем и в нашей генерации немало, поэтому мнение, а нужно ли вообще было проводить у нас реформу электроэнергетики, остаётся популярным. И сейчас оно получает дополнительную аргументацию, когда те, на кого мы, пусть и не во всех деталях, но концептуально, ориентировались в своих реформах, напротив сами откатывают свою рыночную модель к новой регуляции. https://ria.ru/20220905/energokrizis-1814375331.html

Пошли сообщения, что проблемы с кратным ростом цен на энергоносители в ЕС планируется заливать деньгами. От механизма печатания, наверное, что-то зависит, но всё равно появляется риск ещё большей инфляции при низких процентных ставках и дальше при определённом развитии событий получаем замкнутый круг, или скорее, спираль:

даже безотносительно санкций и прочих связанных аспектов, зачем экспортировать больше товаров при профиците внешнеторговых операций, если полученные деньги всё равно сгорают? (и это, строго говоря, касается не только России).

Значит ещё меньше энергетического экспорта, ещё выше цены, ещё больше напечатанной поддержки. На первый взгляд, кое-как решить эту проблему для импортёров сможет только хорошая рецессия. Оптимальной была бы договорённость по типу "энергоэкспорт в обмен на средства производства", но в текущей ситуации — это не выглядит реально.

После почти месячного перерыва, связанного с некоторыми личными невесёлыми обстоятельствами, канал возобновляет работу, пока потихоньку. Спасибо всем, кто не отписался.

По поводу проблем на СП-1 и СП-2. Газ в настоящее время по ним и не шёл, но все понимали, что если будет «очень нужно/договорятся/и прочее-прочее» запустить их не проблема, причём возможно даже по всем 4м трубам. Теперь этой опции нет. Но на этом фоне остаётся украинская ГТС. Текущий объём транзита там минимальный. Но все те же опции «очень нужно/договорятся/прочее» возможно осуществить примерно в таких же объёмах, как на потоках. И с которой, по крайней мере до настоящего времени, ничего не происходит. Далее может идти масса уже политических рассуждений с огромным спектром мнений, кому, что и почему, но мы традиционно их оставляем за кадром, фиксируя только факты и базовые рассуждения.

P.S. Правда, есть одно замечание. Ещё несколько лет назад «Газпром» сообщал, что планирует демонтаж части трубопроводной системы подводящий газ к украинским точкам входа, в какой степени это было сделано — вопрос открытый. Думаю, что в большей части трубы остались, но этим фактором «Газпром» сможет в случае чего аргументировать тот объём газа, который готов подавать по этому направлению. Примерно такая же аргументация уже использовалась, когда из двух ГИС «Нафтогаз» стал принимать топливо только через Суджу, что привело к снижению объёма поставок.

Немного вдогонку к посту, внезапно попал в дайджест BRIEF, и даже словил прилично блюющих смайликов, что в очередной раз убедило в том, как взятая из контекста фраза искажает общий смысл. Но там такой формат «одной фразы», по другому нельзя. Главное, что канал даёт гиперссылку на исходник, так что кто захочет — разберётся.
https://yangx.top/rusbrief/58380

Прикинул, что газа в трёх нитках потоков было на $2 млрд, при цене в 2000 за тыс.кубов и заявленном исходном давлении 300 бар. Конечно, весь ли он выйдет — вопрос. Но может ещё придётся и подкачивать, чтобы не дать заходить воде, пока всё неясно абсолютно.
https://1prime.ru/gas/20220927/838270207.html

Во вторник "на коленке" прикидывали, что газа в 3х нитках было около миллиарда с небольшим кубометров (или чуть меньше, в зависимости от данных по давлениям, которые разнились), сейчас "Газпром" даёт официальную цифру в 800 млн кубометров, всё сходится. https://yangx.top/rian_ru/180107

Хороша ложка к обеду: когда исчезнет «суперспрос» на СПГ?

Написал немного рассуждалок по поводу среднесрочных перспектив рынка СПГ. Текст специально сделан дискуссионный, плюс некоторые вещи не влезли по объёму, так что критика приветствуется, здесь как обычно выжимка, полностью — по ссылке.

Принято считать, что дефицит трубопроводного газа приведёт к дополнительному спросу на рынке СПГ. Но фактор времени оказывается ключевым. Ведь газ нужен здесь и сейчас, а новый СПГ можно обеспечить только через пять лет. Но окажется ли действительно нужен через пять лет этот новый СПГ в сверхплановых объёмах?
Сначала новость. На днях сразу два покупателя — трейдер Vitol и Shell разорвали контракты на покупку СПГ с будущего американского завода по сжижению Driftwood LNG. Событие вновь отодвигает принятие инвестрешения.

Подчеркнём в очередной раз: с одной стороны отовсюду слышно, что американский СПГ выиграет от текущей ситуации в Европе, но решений по новым заводам не так много. Какого-то сверхоптимизма для СПГ на долгосрочную перспективу на газовом рынке сейчас скорее нет. С чем может быть связан этот парадокс?
Самый простой ответ обсуждали ранее: неопределённости будущего российского трубопроводного экспорта в Европу. Попросту говоря: вдруг экспорт восстановится, а новый нацеленный на Европу СПГ окажется лишним.

Но сейчас ситуация несколько изменилась. После недавних взрывов и утечек как минимум на трёх из четырёх ниток «Потоков», шансы на восстановление экспорта в Европу становятся ещё меньше. Что из этого следует? Сначала отметим, что в настоящем рассуждении мы пока оставляем за скобками сценарий резкого увеличения транзита через Украину. Хотя такой вариант теоретически и технически возможен, но предполагает значительное снижение напряжённости между всеми европейскими участниками конфликта, включая Киев.

Если же этого не произойдёт, то российский газ окажется запертым на 5-10 лет, время строительства новых газопроводов в Китай. Но примерно столько же времени требуется, чтобы построить в США или где-то в мире и новые, сопоставимые по мощности, заводы СПГ.
А значит, хочешь-не хочешь миру на этот период придётся ужаться в потреблении газа, заменяя его всеми возможными суррогатами (вероятно, в первую очередь это окажется уголь, а также сжигание нефтепродуктов уже за пределами транспортного сектора).

Итак, представим, что мир вынужденно сократил потребление газа. Проходят 5-10 лет и новый российский трубопроводный газ выходит на китайский рынок. И если одновременно, на глобальный рынок выйдет и тот СПГ, который по идее должен был компенсировать российский дефицит, то возникнет новый избыток.
Фактически, основной вопрос в том, сможет и захочет ли мир быстр отыграть назад и резко нарастить объём потребляемого газа после несколько лет вынужденной экономии, чтобы поглотить двойной объём дополнительного предложения.

Даже при допущении, что российский экспорт в ЕС не восстановится, среднесрочные перспективы рынка СПГ выглядят неоднозначными. Конечно рынок в любом случае вырастет, но в рамках плановых объёмов, а не для компенсации российского газа. В таком прогнозе имеющаяся умеренная активность в сфере строительства новых заводов выглядит логичней. Плюс к тому и КНР может оказаться аккуратна с наращиванием импорта СПГ из недостаточно дружественных стран.

В более долгосрочной перспективе будущее газового рынка в целом и рынка СПГ в частности определят успехи с реализацией проектов ВИЭ. Здесь традиционно поступают противоположные сигналы — с одной стороны неплохие текущие темпы роста сектора. С другой стороны — возможные физические ограничения (связанные с добычей полезных ископаемых) в случае сохранения таких же темпов.
https://ria.ru/20221003/spg-1820999894.html

По поводу возможного турецкого газового хаба, кратко. Далее газ в любом случае пойдёт в Европу.
1. «Качели» - экспорт по северному или южному направлению — уже не в первый раз. Был проект «Южный поток» на 63 млрд кубов в год, после известных проблем он превратился в «Турецкий» в 2 раза меньшей мощности (а мощность для Европы уменьшилась даже в 4 раза), но появился «Северный поток-2».
2. Северное направление конечно удобней, чем южное. Во-первых, в северо-западной Европе основные центры потребления. Разве что в Италию попроще будет поставлять. Во-вторых, нет потенциальной конкуренции в будущем с прочим газом (Восточное Средиземноморье, доп. объёмы из Азербайджана).
3. Хаб на юге, в Турции = нужны новые трубы на север Европы (на самом деле, наверное хватит до Австрии), сложная история в любом случае, особенно сейчас, когда у ЕС планы по отказу от газа вообще и российского особенно. Строго говоря, всё это уже обсуждалось раньше, и по факту остановились на небольшой трубе для Южной Европы.
4. Непонятно, что с подводящим коридором по РФ. В 2018 году «Газпром» заявлял, что начал демонтаж лишних сухопутных труб от «Южного потока». Если они по факту всё же остались, то какой-то смысл есть, иначе — всё получится очень дорого. Но проблемы пункта три всяко остаются.

В очередной (не знаю какой по счёту) раз читаю у неглупых людей тезисы про дорогой американский СПГ (где сверхприбыль, якобы, оседает в США) и дешёвый российский газ. Думаю, большинство читателей давно в курсе, что это не так, тем не менее, давайте ещё раз зафиксируем.

1. Подавляющая часть поставок российского газа в Европу давно шла с привязкой к биржевым ценам, ровно также, как и поставки американского СПГ. (Если совсем строго, так было, когда экспорт российского газа был больше, сейчас отвалились в первую очередь поставки с биржевой привязкой. Поэтому для текущих остатков доля продаж с нефтяной привязкой выросла. Но это уже детали текущего форс-мажора). То, что цена реализации «Газпрома» (когда она ещё публиковалась) отличалась в меньшую сторону от биржевых цен даже с учётом 1-2 месячного лага связано с заметной долей форвардных контрактов, усредняющих цены на более длительном промежутке времени, чем 1-2 месяца. Но в конечном итоге всё это усреднение учитывает текущую биржевую цену.

2. Дополнительную прибыль от разницы между ценой реализации и закупки американского СПГ в любом случае получают не американские компании-владельцы заводов, а трейдеры. Да, среди них есть ТНК (Shell и BP), но также китайские, японские, индийские компании. Непосредственно владельцы заводов сами продают конечным потребителям совсем небольшие объёмы от своего производства. Основные объёмы отгружаются на американском берегу по формуле (сильно упрощая): цена газа в США + затраты на сжижение + стандартная норма прибыли.

3. Те европейские компании (таких примеров совсем немного, но они есть), которые ранее рискнули и купили американский СПГ непосредственно в США как раз на отгрузке с завода, получают газ по цене намного ниже текущей биржевой в ЕС или АТР, хотя она и зависит от внутренних цен на газ в США. Если откатать на несколько лет назад, когда ситуация была ближе к нормальной, стоимость американского СПГ как правило незначительно (10-15%) превышала спотовые цены в Европе или поставки газа с нефтяной ценовой привязкой (два последних ценовых маркера, кстати, тогда часто ходили друг за другом).

По поводу рекомендации китайского регулятора своим компаниям перестать перепродавать СПГ и везти его зимой всё же домой. Вопрос в том, почему этим летом СПГ был не нужен (год к году сейчас -20% спроса на СПГ в КНР), хотя к примеру прошлым летом всё же был нужен. Да, локдауны ит.п. Но всё-таки. Предположу примерно такую схему.

Китайские нефтегазовые гиганты покупают СПГ дёшево, с нефтяной ценовой привязкой, пусть к примеру по 400 долларов за тыс. кубов (в пересчёте на газ). И дальше (часть его) могут перепродать по своему усмотрению любым импортёрам, что в ЕС, что в АТР. Это всё понятно.

Но нужны ли китайской промышленности эти объёмы по 1400 долларов за тысячу кубов? Вполне вероятно, если это какая-то химия, то производства уже будут в убыток, да и углехимия в КНР развита давно как замена газохимии. Прочие энергоёмкие производства тоже не заинтересованы в покупках по таким ценам. В результате, покупатели в АТР не хотели бороться с ЕС по цене за газ (повторюсь, речь идёт только о части объёмов, 20-25%).

Другое дело — зима. Тут спрос в т.ч. со стороны населения на обогрев. Представим, что все поставки СПГ шли бы по ценам биржи, как в Европе. Тогда это было бы дорого для покупателей. Кто то вернулся бы к углю, кто-то бы ограничил обогрев.

Но регулятор (NDRC) знает, что нефтегазовые компании покупают СПГ намного дешевле, чем спотовая цена, т. е. если СПГ пойдёт в КНР (а там внутренние цены, если не путаю последнее время были около 700 долларов за тыс.кубометров), то в убытках они не останутся, просто не получат сверхприбыль. И делает то, что делает. Понятно, что эта рекомендация при прочих равных снизит приток СПГ в ЕС.

Кстати именно около четверти СПГ в Китае в прошлом году продавалось по ценам спотового рынка, и примерно на столько же КНР сократила потребление СПГ в текущем году.

В своё время у нас было принято посмеиваться над избытком простаивающих в Европе СПГ-терминалов. И, напротив, у наблюдателей, критично относящихся к российской энергетической политике, было модно обсуждать обилие лишних газопроводов, которые Россия строит в Европу.

Сейчас же танкеры с СПГ уже встали в очередь в Европе — не хватает мощности терминалов под разгрузку. Да, наверное, пока это эффект межсезонья, и скоро всё изменится. И тем не менее, все терминалы в кризисный момент пошли в дело. И, опять же, напротив, после по разным причинам выбытия части наших трубопроводов, лишних особо не осталось.

Вывод простой — все по максимуму диверсифицируют свои риски, кто трубами, кто терминалами. И это нормально, и, всегда было нормально.

Непонятно только, до какой степени такой подход оправдан (и для РФ, и для Европы), чтобы осталась нормальная экономика всего происходящего, и, главное, нужны ли такие отношения, если с обеих сторон страховка-перестраховка приводит к сверхзатратам (строить терминалы по приёму СПГ, конечно, дешевле труб, зато приходится сильно переплачивать за газ в кризисной ситуации). Но это уже другой вопрос.

По поводу активизировавшихся обсуждений весенних прогнозов «Европа пропадёт без российского газа». Цены на газ хоть и высоки, но даже падают, соответственно критики этих тезисов ликуют, ит.д. Сам, насколько помню, никаких прогнозов не делал, но тем не менее, несколько замечаний, возможно часть этих соображений уже выказывал ранее.

1. В очередной раз повторюсь — фактор погоды очень важен, это видно и по тому, как от года к году в Европе запасы в ПХГ по итогам отопительного сезона — то огромные, то небольшие.

2. Грубо говоря, на российский газ приходится треть потребления в ЕС, и примерно столько же, опять же грубо, тратит промышленность. Это означает, что физически никто не замёрзнет, так как в первую очередь будут отключать промышленность. Фактор дороговизны мы оставляем за скобками, строго говоря для некоторых категорий проблема топить зимой была всегда, и это обсуждаемая проблема. Но это всё же не про физическое условно «лопаются трубы» (где бывает минус) или жить при температуре околонуля. А сейчас рассматриваются и субсидии.

3. История про то, что дальше будет тяжелей, это действительно не перекладывание прогноза на следующую перспективу, а простой расчёт.
Сейчас в ЕС идёт из РФ примерно 30 млрд кубов в годовом исчислении (плюс 30 ещё в Турцию). Вероятно в текущих обстоятельствах, так будет и дальше. При этом по итогам текущего года суммарный экспорт в западном направлении будет скорее около 100 млрд кубометров, а в прошлом году — в Европу пришло 145 млрд (плюс 30 в Турцию). Разницу (сколько с каждым годом ЕС недополучает) легко подсчитать. Тем более, что даже 2021 год косвенно влиял на нынешнюю ситуацию — заметный объём поставок позволил сохранить запасы в ПХГ ещё в сезоне 20/21. Так что сокращение предложения очевидно, на фоне того, что и прирост американских заводов СПГ уже завершился на пару лет, в других регионах нового СПГ— по мелочам. Полное восстановление китайского спроса на СПГ в нынешней ситуации под вопросом, но и падать дальше некуда после снижения минус 20%. Опять же, дефицит в ЕС можно компенсировать дальнейшим отключением промышленности, пока кстати здесь есть куда падать.

Итого, одно дело деградация промышленности ЕС и возможный её перенос, если компромисс и восстановление экспорта газа не состоится. Другое дело — «все замёрзнут». Эту историю, кстати, каждый год мы слышали в течение 2015-2019 годов по поводу Украины. Написал и вспомнил свой старый текст (по ссылке) в том числе и на этот счёт, ещё от 2015 года, он может даже в чём-то наивный, где-то устарел, где-то видение собственное скорректировалось, но в целом считаю описанные тезисы очень правильными — от шапкозакидательства один только вред. http://www.odnako.org/blogs/kiev-zamyorznet-veter-utihnet-slanec-ischeznet-ob-energeticheskom-ura-patriotizme-i-ego-vrede/

По поводу продолжающейся в общем-то нечастой истории сильного разрыва цен на газ в Европе на споте (т. е. с немедленной поставкой) и фьючерс с поставкой в следующем месяце. Грубо говоря, это 300-350 против 1200 долларов за тысячу кубометров. Текущий спот, естественно, дешевле. Несколько замечаний.

1. История в очередной раз подчёркивает, что когда мы говорим о цене на газ, нужно понимать о какой цене мы говорим. Есть, кстати, и масса более дальних фьючерсов, составляющих всю ценовую кривую. Самый репрезентативный традиционно — фьючерс с поставкой в след. месяце, но не спот.

2. Из этого понятно, почему промышленность не перезапускается, хотя «газ уже по 300», как кое-где можно прочитать. Заводам нужна стабильность, а не 3 дня работы на дешёвом газе. А стабильность пока по 1200 в лучшем случае.

3. Тем не менее, эта история продемонстрировала силу рынка (как бы мы не критиковали его модель в ЕС). Причины текущей ситуации понятны. На улице тепло, ПХГ заполнены, промышленности запускаться ненадолго — смысла нет. Газ дёшев, хотя зимой естественно будет дефицит.

И вот здесь, за счёт высоких цен «завтра», точнее в следующие месяцы, Европа обеспечила по сути себе довесок из плавучих хранилищ в виде СПГ-танкеров (условно говоря, на вторую половину ноября-декабрь), сохраняя запасы в ПХГ. Да, ставки фрахта выше обычного в 5 раз, а ещё и СПГ испаряется по 0.1% в сутки. Тем не менее, простые оценки показывают, что всё это окупается, лишняя сотня-другая долларов в цене позволит постоять танкерам у европейских берегов месяц, и всё равно заработать больше, чем на прочих рынках (пока там цены ниже).

Сложившуюся на глобальном газовом рынке ситуацию по своей неопределённости можно назвать уникальной. Как правило, уровень неопределенности был связан со спросом, а предложение старалось по мере возможностей предсказать этот спрос и подстроиться под него, чтобы не создать профицит или дефицит энергоресурсов.

Сейчас же главной неопределённостью оказывается именно предложение. В связи с известными обстоятельствами у России оказываются «запертыми» значительные (до 140 млрд куб. м в пересчёте на годовой экспорт) объёмы газа, которые при различном развитии событий могут как вновь выйти на рынок, так и оказаться неиспользуемыми на период от пяти до 10 лет. Для сравнения, 140 млрд куб. м — это около четверти текущего объёма рынка СПГ.

Эта неопределённость с будущим российского экспорта в Европу приводит к тому, что прочие экспортёры не торопятся делать крупные инвестиции в проекты СПГ. Новые проекты запускаются и готовятся (масштабное расширение заводов в Катаре, два решения о новых заводах принято в текущем году в США), но речь идёт пока о поддержании планового роста спроса на СПГ, а не о компенсации российских поставок.

Развитие событий трудно предсказать. А значит, все участники рынка, в том числе и Россия, будут предпринимать только те шаги, которые в минимальной степени зависят от прогнозов и будут «тянуть время» при принятии критических решений. Мы это уже видим по малому числу новых СПГ-проектов в мире и даже по слабым темпам развития проекта нового газопровода в Китай («Сила Сибири-2») с ресурсной базой, предназначенной для Европы. Здесь пока не заключены окончательные договорённости, не подписан долгосрочный контракт. Хотя этот газопровод состоится с очень высокой вероятностью, условия по поставкам будут зависеть от ситуации на европейском направлении. При восстановлении поставок в ЕС выторговать более комфортные условия у китайской стороны будет проще.

Очевидно, что политический контекст напрямую повлияет на все сценарии на газовом рынке. Маловероятно, что снижение нынешней напряжённости приведёт к снятию всех санкций, но не исключено, что взаимные шаги навстречу именно в газовой сфере приведут не только к увеличению объёмов экспорта в ЕС, но и к появлению возможностей получать технологии и оборудование для производства СПГ.

Александр Собко @obkos анализирует сценарии и развилки на газовом рынке.

https://russiancouncil.ru/analytics-and-comments/analytics/gazovyy-rynok-odnoznachnye-shagi-na-fone-neopredelyennosti/

По поводу аммиакопровода Тольятти-Одесса, вокруг перезапуска которого сейчас много разговоров. Мощность трубопровода — 2,5 млн тонн в год, это максимум.

Тонна аммиака получается из тысячи кубометров газа. Из этого вытекает два вывода.
1) Экспорт 2.5 млн тонн аммиака в год эквивалентен экспорту 2.5 млрд кубометров газа в год.
2) По деньгам примерно тоже самое. Цена тонны аммиака примерно соответствует стоимости тысячи кубов газа в Европе. (Поэтому заводы удобрений в ЕС открываются или закрываются в зависимости от небольшой разницы между этими двумя котировками). Да и расходы на транспортировку-перевалку аммиака заметно больше, чем на доставку газа по пустующим трубопроводам.

Россия сейчас экспортирует в Европу 25 млрд кубов газа (и 30 млрд в Турцию) в годовом исчислении.
То есть, те же деньги (что от гипотетического пока возобновления экспорта аммиака) Россия получила бы нарастив экспорт на 2.5 млрд кубов, при этом едва ли бы сильно упали цены на газ в ЕС. И доходы пошли бы преимущественно в бюджет (НДПИ, экспортная пошлина, прибыль «Газпрома» в доли государства), в то время как налогообложение сектора удобрений очень умеренное, и решение это простое.

Понятно, что готовые удобрения (аммиак) на мировом рынке сейчас ценнее, чем газ, но это казалось бы заинтересованность импортёров, в то время как интерес проявляет Россия, которой в общем-то нарастить экспорт газа на сопоставимый объём намного проще, чем куча трудностей с аммиакопроводом.

Для комментаторов напомню, что мы стараемся обсуждать события по возможности максимально отстранённо от политики и попрошу придерживаться этого подхода. Но с точки зрения экономики сильно переживать за экспорт аммиака смысла мало — доходы относительно невелики и легко могут быть получены небольшим наращиванием газового экспорта.

Сегодня все обсуждают долгосрочный (27 летний!) контракт Катара с китайской Sinopec на поставку 4 млн тонн СПГ в год. Учитывая, что экспорт по нему начнётся не раньше 2026 года (поставки привязаны к тем заводам, которые сейчас строятся), окончание соглашения придётся уже на 2050ые годы. И в этом контексте интересно, что даже такой долгосрочный контракт стороны подписали с ценовой привязкой к нефтяным котировкам, то есть существует уверенность, что и в 2050+ году они будут вполне адекватно отображать баланс спроса и предложения на нефтяном рынке, возможно (?), к тому времени уже схлопывающемся. Конечно, в контрактах часто есть механизмы пересмотра в случае резкого изменения рыночных условий ит.п., тем не менее упорство Катара к заключению долгосрочных договоров на СПГ с ценовой привязкой к нефти обращает на себя внимание.

И, кстати, ещё одно условие - доставка до пункта назначения производится силами самой Qatar Energy. Позволять другим играть в трейдинг своими объёмами СПГ Катар традиционно не любит.

Platts сделал интересную интерактивную игрушку: как менялись поставки газа в Европу (включая Великобританию и Балканы — это важно, так как часто цифры только для ЕС) за последние два года из разных источников. Цифры приводятся в млрд куб.м за месяц, соответственно для перевода в годовые значения можно с приемлемой точностью умножать на 12. Сделал скриншот за октябрь, поставки из России — 1,9 млрд, то есть около 23 млрд кубометров в пересчёте на годовые значения. СПГ, соответственно, сейчас главный источник предложения, ну и с другими цифрами за два года можно поиграть по ссылке. https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/market-insights/latest-news/natural-gas/090622-interactive-europe-gas-imports-russia-market-share-lng-norway
В любом случае, около 360 млрд кубов в годовом исчислении Европа сейчас импортирует, не так уж и плохо в сравнении с потреблением, учитывая, что есть и собственная добыча.