Написал немного спекулятивный текст про тепло. В саму суть будущей реформы (да и когда она ещё будет) не погружался, поэтому всё по рабоче-крестьянски, со стороны потребителя.

Как уже когда-то прикидывал, электроотопление по ночному тарифу оказывается дешевле тарифа на тепло. В условиях индивидуальных счётчиков на тепло (информповод колонки), это в принципе может стимулировать переход на такое индивидуальное отопление. Разница там пока невелика, но зато нет утечек тепла при разводке труб. Конечно, нужно помнить, что ночной тариф призван выравнивать загрузку и полных затрат не окупает. Поэтому рост спроса здесь приведёт и к росту тарифа. С другой стороны, если воспользоваться тепловым насосом (кондиционером в режиме отопления в простейшем варианте), то мы сразу получим кратное уменьшение затрат на электричество для получения того же количества тепла, соответственно конкуренция с центральным отоплением в этом случае обостряется. При этом, при реальных морозах (-20) у центрального отопления нет конкурентов, но вот при температурах околонуля - вполне есть. Но подобная разбивка спроса со стороны потребителя снижает коэффициент использования центрального отопления, что делает его ещё дороже.

К какому тарифу приведёт реформа и альткотельная - пока вопрос, но ясно что пространство для манёвра по цене у нас в принципе небольшое. Если, конечно, не наращивать синхронно и цены на электричество. Или же запрещать инд. счётчики тепла, чтобы тогда не было мотивации переходить на альтернативу. С точки зрения утечек при разводке и рассеивания тепла по соседям индивидуальные счётчики категорически не нравятся, но вот с точки зрения альтернатив для потребителей - вещь конечно полезная.

Спойлер: очевидных выводов в колонке нет, скорее попытка показать что тарифы на тепло и электричество в какой-то момент смогут цеплять один за другой, и расти по теплу особо некуда.
https://ria.ru/20190610/1555417599.html

Ежегодный статистический обзор BP стал давать разбивку по добыче нефти на "crude+condensate" и NGL (грубо говоря: СУГи + этан по-нашему). Из +2,2 млн б/д по итогам прошлого года в США, на нефть и конденсат пришлось 1,61 мбд, на NGL - 0,566 мбд. Разбивка по России тоже есть, есть и ретроспектива.

Написал ещё немного про российский ветер. В первую очередь, про три, по сути консорциума, которые поделили между собой рынок. Для широкого круга читателей это интересная история. Но последний аукцион завершён, что же будет дальше? Минэнерго уже заявило о планах по новой поддержке. В принципе, ожидаемо: высокий уровень локализации оборудования к этому нас неизбежно приводит. Раз мощностей для строительства/сборки компонентов ветряков понастроили, то придётся на них что-то производить. Заявлялось и о снижении нормы доходности для новых отборов, но посмотрим что будет, с учётом того, что последние заявки по CAPEXам уже очень невелики.
По себестоимости ветряки всё равно на десятки процентов дороже, пусть уже и не кратно, традиционной генерации. Но чтобы себестоимости ветряка и газовой ТЭС были хоть как-то сопоставимы, то приходиться полностью забыть про необходимый для ВИЭ в перспективе back-up в виде традиционной генерации. Пока же, пользуясь маленькими объёмами в системе, можно продолжать паразитировать (в контексте страховки от переменчивости) на действующей энергосистеме, попутно объявляя её устарелой ит.п.

Отдельная любопытная история - о планах Минэнерго увязать новые механизмы поддержки с обязательствами по экспорту. Компании, в т.ч. иностранные, также уже связаны инвестициями в производства в рамках локализации, и если поддержка новых мощностей будет увязана с экспортом оборудования, то придётся им готовить и такие решения. В общем, если удастся запустить экспорт с адекватной нормой прибыли, это конечно, однозначный позитив, но пока успех неочевиден.
https://ria.ru/20190618/1555607799.html

В какой-то момент всё больше стал смотреть на развитие тех или иных секторов энергетики через призму финансовых результатов компаний: как и у нас в стране, так и за рубежом. Думаю, в перспективе этот подход станет всё более оправданным. С падением мировых цен на энергоносители, развитием самой разной конкуренции (межтопливной, между компаниями и т.п.) и снижением дотаций по ВИЭ, сверхприбыли и ценовые искажения исчезают, а реальная себестоимость продукции становится близкой к цене продажи. А потому в среднесрочной перспективе реальная себестоимость должна определять и финансовые результаты, хотя, конечно, в каждом сегменте свои особенности.

Идея, конечно, достаточно очевидная, и уже сейчас наиболее ярким примером здесь является анализ прибылей (убытков) и/или денежных потоков американских "сланцевиков". И хотя разные интерпретаторы из одних и тех же данных подчас делают противоположные выводы, главное, что большинство сходится во мнении, что именно через эти показатели оправдано делать прогнозы о перспективах отрасли, т.к. официальные значения той или иной заявленной себестоимости (и в "сланцах", но и много где ещё) являются во многом "вещью в себе", не говоря уже о регулярном желании "топов", как у нас в стране, так и за рубежом приукрасить цифры.

В этом контексте, было бы интересно начать наблюдать через эту призму и за сектором "ветряков" у нас в стране, благо все отборы закончены и сейчас будут строить и строить. Работают у нас в этом сегменте три группы компаний (Fortum+Роснано, "Росатом" в лице "Новавинд", Enel). Fortum, судя по их сайту, после делистинга не балует наблюдателей дополнительной информацией в виде презентаций, ограничиваясь сухой отчётностью. "Новавинд", кстати, уже также публикует свою фин. отчётность. Но наиболее прозрачной оказывается Enel Russia, единственная публичная компания из тройки участников рынка, а потому открытая акционерам с разнообразными презентациями. А после продажи Рефтинской ГРЭС, компания становится намного более зелёной, всё таки "Рефта" для компании составляла почти 40% от установленной мощности (3,8 ГВт из примерно 10. Кроме нового "ветра", у Enel также остаются и газовые ТЭС). Но и цена продажи Рефтинской ГРЭС - это половина текущей капитализации компании.

Уже писал, что цена продажи "Рефты" - примерно 21 млрд руб. примерно соответствует расходам на готовящийся к строительству ветропарк в Мурманске. Поэтому любопытно, как компания распорядиться деньгами. Например, может полностью или частично профинансировать строительство новых ветряков и таким образом в будущем снизить долговую нагрузку. Так или иначе, компания уже заявила, что в результате продаж EBITDA снижается на 5-6,5 (около 15 сейчас). Рейтинги отправлены на пересмотр.

В общем, за Enel Russia будет интересно наблюдать - публичная компания с большой долей "зелени" в портфеле. Картинка из презентации: тепловая генерация указана, разумеется, ещё с учётом Рефтинской ГРЭС, т.е. без неё, вклад газовых ТЭС и ветряков в EBITDу будет примерно одинаковый. А вот, что будет с прибылью - посмотрим. Как справедливо отмечал В. Сидорович, заявленные кап.затраты на последнем отборе по ветрякам оказались даже ниже, чем в Европе. Но не стоит забывать, что это оценки при нынешнем курсе доллара, который по ППС оказывается завышенным. Уровень локализации - 65%. Кроме того, на предыдущих отборах, стоимость отобранных мощностей была намного выше. Теоретически у компании есть все шансы выйти в прибыль, несмотря на демпинговые цены последнего отбора. Но против низкой себестоимости локализованных ветряков играет маленький объём рынка и развёртывание мощностей про производству элементов ветряков практически с "нуля".

Привлёк заголовок ("know how", все дела), а новость оказалась двухлетней давности: то что "Арктик СПГ-2" планируется сделать на треть дешевле "Ямала", в том числе за счёт строительства на платформах, активно обсуждалось ровно два года назад. Но почему-то сейчас решили хайпануть.https://uk.reuters.com/article/uk-russia-total-lng/frances-total-says-know-how-for-russian-arctic-lng-2-to-slash-costs-idUKKCN1TQ190

Украина очень активно запускает новые объекты ВИЭ, ещё 650 МВт за второй квартал. Одна проблема: на ВИЭ приходится 14% от всех платежей энергорынка при доле в выработке электроэнергии 3,3%. https://biz.censor.net.ua/news/3134977/alternativnaya_energetika_sobrala_14_vseh_platejeyi_za_elektroenergiyu

Написал немного дискуссионно про газовое будущее. Оно, конечно, состоится, но вот будет ли устойчиво высокий (необходимый многим производителям) уровень цен? Парадоксально, но "уходящая" нефть выглядит более предсказуемо, чем "перспективный" газ. И наверное можно сказать, что автор экстраполирует текущее дно по газовым ценам на будущее, хотя давно было известно, что сейчас у нас образовался некоторый избыток СПГ, который и давит на цены. Тем более, что по биржевым ценам продаётся далеко не весь газ в мире. Но одновременно активность в новых СПГ-проектах высока. Да, этим новым проектам нужно будет закрыть тот дефицит который нас ожидает после 2022 года, но что дальше? Не сменится ли непродолжительный ребаланс новым избытком? Нужно ещё подбить по балансам, наверное напишу про это отдельно. Собственно, все последние движения в "Газпроме" по увеличению эффективности, о чём даже несколько неожиданно и прямо сказал глава компании на итоговой пресс-конференции - это всё про то же самое. Даже для "Газпрома" с его дешёвым газом - контроль за расходами выходит на первый план. https://ria.ru/20190704/1556152605.html

Написал ещё один текст по поводу газового будущего. Оно конечно состоится, но вот какими будут цены. Количество новых проектов несколько пугает, не увидим ли мы за кратким ребалансом новый избыток? Интересно, почему все рвутся с новыми заводами. Понятно, что стремятся успеть монетизировать газ, всё-таки проекты на несколько десятилетий. Но окупятся ли новые заводы, если все хором вновь выйдут на рынок? Конечно, цены с текущих суперминимумов должны вырасти, но достаточный ли будет рост?

Причин, кажется, несколько. Во-первых, подсчёт этой самой себестоимости. Мы как правило берём уже готовые данные, такие агрегации встречаются и во многих работах. Тем временем, для таких длинных и капиталоёмких проектов даже незначительное варьирование требуемой доходности на вложенный капитал, может сильно изменить оценки себестоимости. Тут есть широкий простор и для наблюдений, и для возможных манипуляций.

Во-вторых, американские заводы. Тут мы уже видим движение - строятся три завода с начала года. И, главное, проекты, казавшиеся ещё недавно прожектёрством, выглядят всё реальней. Похоже, может сыграть избыток дешёвого газа, кое-где продающегося по ценам намного ниже Henry Hub. Ну и конечно, особенности финансового рынка США: сланцевой нефти очень долго удавалось привлекать финансирование под обещания будущих успехов, а чем заводы СПГ хуже?
https://ria.ru/20190713/1556473024.html

Последнее время чувствую себя немного ретроградом, на фоне активного обсуждения энергоперехода. Написал тезисно колонку, что думаю по этому поводу. Если совсем кратко (подробнее в тексте):
1. Проблему нужно разделить на 2 части: (1) угроза для России как экспортёра "нефтегаза" и (2) как нам реорганизовать собственную энергосистему.
2. Неопределённостей очень много, чтобы точно понять каким будет баланс по ископаемым углеводородам. Отказ от атома в Германии и от угля во всей Европе, если ещё от газа отказаться, сдюжат ли?
3. В условиях неопределённости от нас мало что зависит, просто нужно не рисковать и не переусердствовать с инвестициями в прирост добычи нефти и газа, равно как и в новые трубы. В сектор СПГ пока лезут все, а по себестоимости наш СПГ получше среднего, так почему бы не полезть тоже. В этом смысле, всё что нужно, у нас уже делается, а там уж как жизнь сложится.
4. Сам переход очень неоднороден по своим идеям, например тепловые насосы (уже писал об этом), конечно, очень классная штука. Вкупе с энергоэффективными домами это угроза для отопления, сектора, где позиции газа всегда были сильны.
5. А вот, например, та же водородная энергетика, это, конечно, очень сомнительное удовольствие. Потери от конвертации энергии ВИЭ-водородное-хранение-генерация в лучшем случае 50%, и это не считая кап.затрат. Фактически, развитие водородной энергетики - это признание того факта, что другими способами, без огромных потерь при конверсии, сбалансировать ВИЭ-энергосистему или найти более приемлемые возможности хранения э/э не удаётся.
https://ria.ru/20190721/1556719899.html

Написал для раскачки простенький текст про планы в рамках ДПМ ВИЭ 2.0. В принципе в статье в "Коммерсанте", ссылка есть в тексте, всё подробно было расписано, так что осталось выделить ключевые вещи для самого широкого круга читателей. Единственное, на что хотелось обратить внимание, и ради чего и всё-таки была сделана заметка, это несоответствие ожиданий и реальности для производителей и инвесторов в российский сектор ВИЭ. Которые рассчитывали на поддержку в 10 ГВт в рамках новой программы, а получили только 5 ГВт на следующие 11 лет с 2025 года. (В скобках отметим, что пока это всё же предложения, хоть и от Минэнерго, а не утверждённая программа - возможно лоббисты отрасли ещё покажут себя).
Почему это интересно? Новая программа поддержки ВИЭ в любом случае увязана с обязательствами по экспорту оборудования. Но в ситуации снижения объёмов выплат на внутреннем рынке, получается, что производителей фактически выталкивают на экспорт, так как строящиеся мощности по локализации оборудования рассчитывались на в два раза большие годовые вводы. В текст поставил немного цифр, но тут конечно ещё нужно будет посмотреть подробней конкретику отдельно по ветру и по солнцу.
https://ria.ru/20190901/1558116222.html

Нельзя просто так взять и не написать про окончательное инвестрешение по "Арктик СПГ 2", при том, что событие конечно ожидаемое и отчасти формальное. Поэтому постарался упаковать инфорповод в какие-то соображения о глобальном рынке СПГ, и что это означает для наших проектов по сжижению. Немного получилось с опозданием: попал в очередь, вышло в субботу, а выкладываю традиционно уже в будни. И пара соображений, которые по причине спекулятивности, не ставил в заметку.

Во-первых, любопытна история с "Дальневосточным СПГ", который внезапно "Роснефть" и партнёры (вроде как) решили запускать. Конечно определённый глобальный инетерес к СПГ у "Роснефти" сохраняется после инвестиций в египетский Zohr, но дальневосточный проект не самый дешёвый за счёт относительно малой мощности и всех сложностей удалённого greenfielda. Понятно, что определённые амбиции, перспективный рынок и всё такое. Но тянули то долго, а проекту на бумаге уже много лет. Или какие-то открылись возможности для участия Exxon в контексте ослабления санкций? Или "Роснефть"сейчас ждёт определённой синергии за счёт дополнительных заказов газовозов со своей же "Звезды", и в этом одна из причин интереса к заводу? Хотя из-за короткого транспортного плеча этих газовозов будет нужно совсем немного, наверное два.

Второй сюжет для спекуляций, это сообщения, что индийские компании по-прежнему рассматривают инвестиции в "Арктик СПГ 2" (или же в новые заводы). В "Арктик СПГ 2" осталось правда свободных в лучшем случае 10%, да ещё у Total есть опцион на увеличение доли, если "Новатэк" начнёт снижать меньше 60%. Но на этом фоне любопытно, что у индийской GAIL есть контракт с "Газпромом" на покупку СПГ (фактически это газ с "Ямал СПГ"), ценовая привязка там нефтяная. При нынешних ценах на СПГ не исключено, что Индия захочет пересмотреть ценовые параметры контракта с "Газпромом", по цепочке это может коснуться и "Новатэка". Будут ли возможные индийские инвестиции в новые заводы увязаны с отказом от пересмотра действующего контракта. Было бы неплохо.
https://ria.ru/20190907/1558395930.html

Пока количество экспертов по нефти стремительно увеличивается, завершаю тему "кто есть кто" в возобновляемой энергетике, дошла очередь и до участников российского рынка СЭС. Тут нет трёх ярко выраженных консорциумов как в "ветряках", зато есть всем известный лидер "Хевел" и несколько участников с объёмами заметно меньшими. Связи между участниками рынка более переплетённые. Как и ветряки, а скорее даже в большей степени, сектор столкнётся с проблемой избытка производственных мощностей на фоне ограниченного объёма господдержки. Помимо потенциального экспорта, теоретически, в отличие от ветряков, тут есть больше возможностей за счёт доп. спроса со стороны частного сектора. По деньгам это конечно проходит с большим трудом даже с учётом того, что частники видимо ещё долго не будут оплачивать свою подключённую сетевую мощность. Так или иначе, заводы по производству модулей уже построены, нужно что-то с этим делать. Будем следить дальше. https://ria.ru/20190914/1558660809.html

Cheniere Energy (владелец американских заводов СПГ) договорилась с американским же добытчиком EOG на поставку сетевого газа (который будет использоваться для сжижения) с ценовой привязкой к JKM, основному индексу спотового рынка СПГ в Азии. Разумеется, это ценовая привязка, а не поставки по цене JKM (иначе это не выгодно для Cheniere), вероятно для определения конечной цены поставки из котировок JKM будут вычитаться расходы на сжижение. Также часть газа будет поставляться с традиционной привязкой к Henry Hub. Напомню, что в начале июня Cheniere уже заключила очень похожий договор с Apache, тогда он выглядел достаточно революционно, но сейчас видимо Cheniere готово тиражировать эту схему с различными газодобытчиками США. https://seekingalpha.com/pr/17633545-cheniere-eog-resources-announce-long-term-gas-supply-agreements

Ну вот и начинается активный торг по украинскому транзиту. Перед этим пришли две новости - о новых ограничениях по OPAL (негатив для России) и заявления источников в ЕС о возможности транзита через систему аукционов на газотранспортную мощность (по европейским правилам), т.е. без долгосрочного контракта (позитив для России). Последняя новость выглядит как подстилание соломки, если уломать "Газпром" на новый долгосрочный контракт не удастся. А поверить в то, что "Газпром" действительно подпишет новый 10-летний контракт на транзит даже на 60 млрд кубометров, на мой взгляд сложно. Как трактовать ограничения по OPAL? - как фактор давления или как реверанс в сторону Украины с учётом того, что нового контракта на 60 млрд не случится, с молчаливого согласия Еврокомиссии. Сейчас газ дешёвый, Европе комфортно, а если будут проблемы с транзитом - на споте цены могут и удвоиться, нужно ли это ЕС? В общем, спекуляций много, но и говорить о конкретике пока рано. Газом все три стороны запаслись, так что договариваться будут до последнего. Подробней обо всём написал в тексте.https://ria.ru/20190919/1558816553.html

Вот так выглядят акции американской инжиниринговой компании McDermott за последний год, сложились более, чем в три раза за пару дней. А от максимумов даже этого уже непростого года раз в шесть. Причины: сначала информация о том, что нанимают советников, чтобы оптимизировать ситуацию в компании, потом и понижение рейтинга от Moody's. Ещё 18 сентября Bloomberg сообщал, что облигации упали сразу на 30 центов и торгуются по 37 центов с доллара начальной цены. Признак даже худший, чем падение акций. Разумеется, проблема возникла не вчера и связана с общими трудностями сервисных и инжиниринговых компаний в последние годы. Плюс дополнительная финансовая нагрузка после поглощения CB&I. В поле моего внимания компания попала через СПГ, в феврале этого года, когда выяснилось, что американский проект Cameron LNG, где McDermott выступает EPC-подрядчиком (в СП с Chiyoda) стал причиной значительных убытков для обоих подрядчиков в СП (тогда акции McDermott обвалились на четверть). Продолжение ниже. (график yahoo finance)

Ну а сейчас для нас здесь стало всё ещё интересней: ведь буквально несколько дней назад было объявлено, что СП (McDermott и китайской CSIC) получило заказ на три модуля для российского проекта "Арткик СПГ 2". Сумма заказа не уточняется, так что до конца непонятно, какая доля в новом заводе будет зависеть от СП, но вероятно, заметная. Будем следить дальше.

Тем временем, азиатские спотовые цены на СПГ потихоньку восстанавливаются. С прошлой недели (точнее, со второй половины месяца) стали котироваться индексы на СПГ с поставкой в ноябре, и они уже находятся на уровне $6/млн БТЕ. Это, конечно, не предел мечтаний производителей сжиженного газа, но цены уже приближаются к окупаемости поставок для многих экспортёров, в отличие от совсем неприятной спотовой цены СПГ в 4 доллара, которые мы видели совсем недавно, и которая очевидно ведёт к убыткам в случае оценки полной себестоимости производства. Помогла сезонность, плюс к тому напряжение с нефтью и КСА. Кстати, с подросшей нефтью подорожает и СПГ по контрактам с нефтяной привязкой (а они, как правило, на 1-2-3 доллара дороже спотовых цен), что также поможет экспортёрам СПГ.
Напомню, что долгосрочно производители СПГ могут рассчитывать на цену примерно в 7,5 долларов за млн БТЕ, и средневзвешенная цена (спот + более дорогие "нефтяные" контрактов) наверное уже превышает эти уровни, хотя для каждого производителя здесь всё индивидуально, в зависимости от "возраста" контракта с нефтяной привязкой (чем старше, тем дороже СПГ), соотношения спот/долгосрочный контракт в продажах ит.п. Так или иначе, пока всё выглядит так, что цены на СПГ оттолкнулись от дна, вопрос только в том - надолго ли.

Написал, наверное, не самую задорную и публицистическую (хотя и постарался сдобрить бытовыми примерами), но важную, на мой взгляд, заметку. В общем-то не секрет, что чем дешевле стоимость денег для компании, тем дешевле себестоимость производимой продукции. И в этих условиях, движение к нулевым ключевым ставкам, конечно, само по себе будет снижать себестоимость ВИЭ даже без дальнейшего падения CAPEXов. Можно только порадоваться, тем более, что и в традиционной энергетике, казалось, бы действуют те же правила. Однако, неприятность заключается в том, что традиционная энергетика на фоне климатической повестки начинает рассматриваться как рисковая, соответственно инвесторы требуют большую норму доходности. В результате, выигрыша от снижения ставок она не получает, стоимость капитала для традиционной энергетики толком не снижается, если не наоборот (как в случае с углём). Что делать с этой "игрой в одни ворота", строго говоря, непонятно. Но как минимум нужно учитывать при сравнении себестоимости ВИЭ и традиционной генерации, какая стоимость капитала закладывалась в каждом из случаев. Тезисы, конечно, это базовые, думаю, что тема эта ещё получит своё развитие в разных аспектах. Заголовок сконцентрирован на угле, хотя про уголь совсем немного написано. https://ria.ru/20190927/1559164766.html

История с возможной блокировкой части СПГ-танкеров для "Ямал СПГ", которая случилась на прошедшей неделе, скорее всего не будет иметь последствий, но тем не менее очень показательна - "прилететь" может совершенно внезапно и откуда не ждёшь. А значит, на повестке дня по-прежнему полная технологическая независимость в такой ключевой сфере, как газовая отрасль. И если в секторе сжиженного газа уже много, что делается, то в сфере газовых турбин импортозамещение пока протекает небыстро. Несмотря на все изменения энергосистемы, уверен, что в нашем климате база в виде крупной тепловой генерации необходима. И, кстати, два месяца назад был небольшой юбилей - пятилетие санкций против нефтяной отрасли (трудноизвлекаемые+глубоководная добыча). Хорошо помню, как пугали нас падением добычи тогда, но по факту - рост на 5% и ещё на столько же приходится ограничивать из-за договорённостей ОПЕК+. Обо всём об этом написал заметку. В общем, агитации и пропаганды вам в ленту, но исключительно от души.https://ria.ru/20191006/1559466396.html

Написал немного про сланцевую нефть в США на фоне новой волны рассуждений, что "сланцы всё". Да, у компаний дела выглядят неважно, нужно возвращать долги, а акционеры хотят дивидендов. Денег на новое бурение остаётся немного.

Тем не менее, не стоит забывать, что Exxon и Chevron выходят на этот рынок. Планы нарастить добычу на сланцах на ближайшие годы у них 1,5+ млн б/д, и это поддержит общую картину. Кроме того, у majors в два раза дешевле финансирование, чем у небольших сланцевых компаний. И, думается, они воспользуются моментом, чтобы задёшево купить опыт, наработанный классическими "сланцевиками", которые оказались в трудном финансовом положении.

Если же "тупо" смотреть на активность буровых, то мы видим минус 20% с начала года, где был локальный максимум-плато. Возможно сейчас мы уже на новом локальном минимуме, на прошлой неделе был отскок на +2 буровых. Такое падение числа буровых не факт, что приведёт к падению добычи(изначально же, в конце прошлого года ситуация была неравновесная: добыча всё время росла), но к замедлению темпов - вполне.
В любом случае, на фоне сохраняющегося глобального роста спроса на нефть, даже замедление темпов сланцевой добычи - для нас неплохая новость.https://ria.ru/20191017/1559858091.html