Рынок СПГ в мире и в России: итоги и скандалы-2023, прогнозы-2024

Независимый аналитик Александр Собко специально для Gas&Money:

Конец года — время подводить итоги и обсуждать планы на будущее. Что интересного уже случилось и ещё произойдёт на рынке СПГ?

Сначала о двух связанных аспектах: о ценах и балансе спроса и предложения. Ожидаемо, 2023 год оказался совсем небогат на новые запуски заводов СПГ — в октябре только начала работу третья линия завода Tangguh LNG в Индонезии мощностью 3,8 млн т в год.
Тем не менее, спотовые цены на СПГ, что в Европе, что в Азии — находятся на уровне всего 400 долларов за тысячу кубометров.

Для Европы это двухлетние минимумы, такие цены наблюдались на рубеже 2021-2022 годов. Да и в «доковидные» годы такой ценой на СПГ в Азии было не удивить (часто видели и дороже), а сейчас у нас, как считается, идёт «газовый кризис». Ещё один индикатор охлажденя рынка — спотовые котировки СПГ сопоставимы с ценами на СПГ с нефтяной ценовой привязкой.

Низкие цены в отсутствие нового предложения могут говорить об одном — спрос слабый. Точная статистика начнёт выходить уже в 2024 году. Но два существенных фактора понятны уже сейчас. Во-первых, это продолжившаяся деиндустриализация Европы, что наряду с прочими мерами экономии уже дало падение спроса на 15-20% от докризисных уровней. И второе — всё-таки скорее слабый спрос со стороны Китая, который несмотря на восстановление по сравнение с «просадкой» 2022 года, так и не смог достигнуть рекордных уровней 2021 года, ниже оценки спроса на СПГ в Китае по месяцам компании Timera Energy.

Подробнее по ссылке: https://gasandmoney.ru/analitika/rynok-spg-v-mire-i-v-rossii-itogi-i-skandaly-2023-prognozy-2024/

👆Написал кратко об СПГ-итогах года для gas&money (репост выше). Что в выпуске:
1. Цены, балансы и прогнозы — как мы дошли до такой жизни (цены близки к докризисным уровням, а у нас типа «газовый кризис») и что дальше.
2. СПГ в России — что было и что будет. (В этом разделе, правда, дорогая редакция немного добавила от себя (по фактологии всё правильно, но сформулировал был иначе — так что по этой части критика и замечания принимаются не к 100% текста).
3. Скандал года — отказ американской Venture Global продавать СПГ по долгосрочным контрактам импортёрам одновременно с самостоятельной продажей на споте по более высоким ценам. Хотя импортёры грозят исками, есть предположение, что Venture Global в своём праве. Подробности — в тексте.

Широко известный в узких кругах Артур Берман выпустил новый пост про сланцевую нефть. Напомню, это американский геолог с самого начала сланцевой революции (т. е. 10-15 лет назад) был большим скептиком сланцевой истории, но потихоньку смирился c тем, что всё оказалось скорее оптимистично.
И вот — новый скептический пост. Методика у автора всегда была примерно одна и та же. Если совсем упрощённо — сравнение стоимости бурения со стоимостью накопленной добычи нефти от одной скважины. Собственно, отчасти на этом его прогнозы и оказались несостоятельными — графики производительности скважины приходится экстраполировать в будущее, и от выбора кривой для аппроксимации зависит очень многое. Грубо говоря, падение сланцевой добычи оказалось не таким резким как могло бы быть, плюс многочисленные технические усовершенствования для новых скважин, которые на начальном этапе предсказать было невозможно.

На последних данных автор вновь предполагает, что теперь то уж точно есть не то, чтобы проблемы, но заметный рост себестоимости.
И оценивает себестоимость в 2023 году уже в 83 доллара, по сравнению с 45-50 долларов в 2018-2021 годах и 60 в 2022. Скачок впечатляет. При этом, в целом, без прежнего «всё пропало», оценки здравые — мол нефти ещё на десятилетия, вот только рентабельность будет уже слегка другой.

Сам я последние годы не разделял нездоровой критики «сланца», но также было понятно, что любое месторождение истощается, и в любом случае sweet spots когда-нибудь всё-равно закончатся (автор также пишет про канибализацию скважинами производительности) — и строго говоря этот момент может настать в любой момент, почему бы и не сейчас.
Но может, это опять wishful thinking автора при аппроксимации кривых добычи.
Так или иначе, последить сейчас за результатами компаний и сектором наверное есть смысл.

Правда, напомню, что в сланцах всё оочень нелинейно. И текущая добыча, и фин.результаты являются сложной суммой многих процессов: текущего бурения, производительности как новых, так и старых скважин, вводов т. н. незаконченных скважин (DUC), цены хеджирования компаниями будущей добычи итд итп.
Но главное — что сами компании хорошо понимают, что у них с новыми скважинами. И если всё не очень при текущих ценах — начнут дальше сокращать бурение (они уже сокращают, но причины могут быть разные, да и при падающем бурении добыча пока растёт — это тоже нормально, здесь высока инерция). Правда, если цены на нефть подрастут, то эту теорию проверить будет сложнее. Но на такие издержки можно пойти ради высоких цен.
https://www.artberman.com/blog/beginning-of-the-end-for-the-permian/

Как известно в какой-то момент наступит избыток СПГ на рынке в связи с запуском строящихся заводов. Но сроки вновь сдвигаются. В 2024 году основные объёмы ожидались из США: на рисунке видно, что большой прирост по планам должен был пойти с проекта Golden Pass LNG (СП Катара и Exxona). Но ещё в декабре стало известно, что запускать его начнут только в 2025 году.

Принципиально это ничего не меняет: если все объёмы СПГ вывалятся позже, но массово (к американским добавятся катарские), это даже хуже для цен: спросу всё же нужно время, чтобы подстроиться под новое предложение.

Но для нас есть и плюс. Сохраняющийся дефицит СПГ 2024 года вероятно приведёт к тому, что в Европе:
1) не будет дальнейшего снижения импорта сетевого газа из РФ и
2) не будет запрета на импорт СПГ из России.
А дальше, если геополитика слегка нормализуется, то текущий «статус-кво» сохранится и в будущем, даже при избытке на рынке. Напротив, вероятность того, что какие-то запреты отыграют назад — невелика, особенно при профицитном рынке СПГ.

Буквально пара замечаний по теплоснабжению, пока «хайп» немного сошёл. Тут совсем не специалист, просто взгляд наблюдателя, обсуждение приветствуется.

1. Когда несколько лет назад у нас появились общедомовые счётчики на тепло, в течение года сравнивал разницу оплаты тепла «по старому», по метражу, и, на основе данных счётчика. Понятно, что мог выдаться не самый холодный год (но и тёплым он не был), но разница была очень существенная, оплата по метражу была бы выше на 65%. Это тогда очень удивило — как вообще рассчитывается тариф, если от такого, в общем-то независящего от котельной фактора, выручка может изменяться на 65%. К чему это всё? Понятно, что сейчас нас (по хорошему) должны ждать серьезные решения по теплоснабжению, и тарифом, индексированным на инфляцию, возможно и не отделаемся. И наверное это даже справедливо, но тогда нужно всё же чётко понять, за что мы платим.

2. Одновременно, наверное многие заметили, начинается дискуссия о росте тарифов на газ для всех групп потребителей (пафос идеи: неформальное перекрёстное субсидирование со сверхдоходами от европейского экспорта закончилось, так что нужно подтягивать внутренние тарифы). Это отдельная большая тема.
Но в контексте теплоснабжения, это с одной стороны, если будет принято, дополнительно к пункту 1, внесёт ещё и свой вклад и в тарифы на тепло. С другой стороны, ровно также хочется понять, за что мы платим, и видеть всю экономику именного этого сегмента.

3. И, третье. Все эти разговоры, что можно жить при 18 градусах дома как в Европе, ранее популярные среди любителей энергоэффективности, а сейчас и среди сторонников подъёма газовых тарифов (а иначе счета станут совсем неподъёмными), - это конечно, лукавство. Условный Лондон возвращается домой с улицы с 5-10, ну может с нуля градусов по цельсию. (Да и в Великобритании есть известная проблема «энергетической бедности» - повышенная смертность из-за сниженного отопления). Мы же приходим домой с -15 а то и с -25. И просто чтобы нормально отогреться — нужны нормальные температуры. Да и странно стране с крупнейшими в мире запасами иметь такие ориентиры.

Джентльмены меняют правила

Что изменилось после санкций против "Арктик СПГ-2" и какие новые трудности могут появиться у проекта?

В ноябре 2023 года проект "Арктик СПГ 2" попал в так называемый SDN-лист США, подразумевающий запрет американским лицам на взаимодействие с подсанкционной компанией. У прочих компаний, каким-либо образом взаимодействующих с фирмой в SDN-листе, появляется риск вторичных санкций. Неудивительно, что вскоре все участники проекта "Арктик СПГ-2", как сам "Новатэк", так и иностранные партнеры объявили форс-мажоры по проекту. Форс-мажор очевиден, а такая формулировка позволит избежать штрафов в случае задержки или отмены поставок сжиженного природного газа (СПГ) по контрактам. С другой стороны, для иностранных участников объявление форс-мажора может означать и приостановку участия в проекте "Арктик СПГ 2".

О том, что после санкций на "Арктик СПГ 2", российскому сектору СПГ придется развиваться в принципиально новых условиях, читайте в авторской колонке независимого эксперта Александра Собко @obkos.

👆Написал (по ссылке выше) для ИнфоТЭК колонку по влиянию санкций на российский сектор СПГ — и на «Арктик СПГ 2», и на новые проекты в целом.

В частности, обсуждается, почему у китайских партнёров «Арктик СПГ 2» есть шанс получить исключение из санкций для вывоза своего СПГ, и почему новым проектам СПГ в России будет даже сложнее, чем «Артик СПГ 2».

Кстати, в текст это не вошло, но первая линия «Арктик СПГ 2», судя по всему, некоторое время будет работать примерно на половину своей мощности.

Ув. Сергей Капитонов в своём канале «Об энергетике нескучно» (всячески рекомендую — автор пишет не очень часто, зато строго от себя и в каждой цифре можно быть уверенным) в анализе китайского газового рынка приводит график контрактов на импорт СПГ по странам. А мне вспомнился похожий график из того же обзора SIPA — но с разбивкой по типу китайского импортёра — три компании «большой тройки» и прочие, т. н. независимые компании. Доля независимых резко растёт. А одна из причин проста — в Китае некоторое время назад появился трубопроводный оператор PipeChina, выкупивший у компаний «большой тройки» (CNPC, CNOOC, Sinopec) «личные» трубопроводы. Возможности доступа к трубам выросли.

У нас же задача похожая: создать группу независимых экспортёров, а не импортёров СПГ, за пределами нашей «большой тройки» («Газпром», «Новатэк», «Роснефть»). Пока для этого нет даже безусловного разрешения на экспорт СПГ. Но и вопросы тарифа/доступа к газопроводной инфраструктуре придётся решать. Времени, кстати, не так много.

Небольшая добавка к предыдущему посту. В коментах возникло непонимание, а зачем нам это всё? Краткий ответ - просто смотришь на американский рынок СПГ и всё время думаешь - «на его месте должен был быть я» (с), правда в позитивном контексте.

Длинный ответ попробую изложить на днях. Единственное опасение, о котором тоже всё время думаю — что уже опоздали.

Обещанный позавчера текст подлиннее на тему, почему нам было бы полезно перенять китайский опыт в газовом секторе. Напомню, логика развития газового сектора у нас изначально чем-то похожа на ту же китайскую (хоть мы и экспортёр, а КНР импортёр, но важно, чтобы и внутренний рынок работал стабильно) — три нефтегазовые компании, которые слегка конкурировали, при этом сохранялась в значительной степени зарегулированность сектора. Но дальше китайцы стали повышать роль не очень больших газовых компаний "второго эшелона" (ENN – яркий пример), одновременно потихоньку либерализируя рынок, а мы остались в прежней схеме «трёх компаний». И тут, мне кажется, засиделись.

Аспектов здесь много, в том числе касающихся внутреннего рынка, но сосредоточимся традиционно на СПГ. У нас в результате так и не взлетел сектор среднетоннажного СПГ (разумеется, в варианте - блоки для экспортных производств). «Новатэк» сделал свою 4ую среднетоннажную линию на Ямале, но дальше вновь перешёл к своей крупнотоннажной технологии теперь уже для «Мурманского», которая, кстати, до того нигде не будет опробована. Не стал делать блоки из среднетоннажных линий. На это есть свои причины, можно даже догадаться какие. Но факт остаётся фактом — если бы мы взрастили «малые газовые компании», они бы пошли в этот сегмент. Который, кстати, отлично показывает себя в Штатах на экспортных производствах.

Конечно, для этого нужны и регуляторные изменения. Не только разрешение на экспорт СПГ, но и инфраструктурные допуски и тарифы. Здесь яркий пример — проект «Горская СПГ», который закрылся несколько лет назад. Да, существует мнение, что он бы по некоторым причинам и так бы не взлетел (у самого нет мнения на этот счёт), но проблема и в том, что не удалось получить разрешение на экспорт.

Чем СПГ-среднетоннажка была бы хороша? Меньше проблем с импортом оборудования, плюс у КНР развит сектор среднетоннажки для собственных нужд, до 0,3 млн т (а сейчас может и больше) мощности они уже всё делают сами, думаю можно было бы многое купить или перенять опыт. А это неплохой объём для экспортных производств из среднетоннажных блоков.
Любопытно, что сейчас в каком-то смысле «Новатэк» возвращается к этой схеме на будущих крупнотоннажных линиях «Арктик СПГ2», замещая правда не всё, но недостающие мощные газовые турбины «батареями» китайских турбин небольшой мощности. Выведенными к тому же на сушу.
Второе. Меньше рисков санкций — объяснить, почему на маленькую компанию ввели санкции, американским конкурентам намного сложнее. Да много плюсов. И раньше писал, что не понимаю, почему средетоннажку не развивают компании топ-3. Ну не хотят, неинтересно им. Получается, нужны сами компании «средние».

Конечно, главный вопрос — не ушёл ли поезд. И тут дело не в санкциях, а в «пике газа». Скажем прямо, любые регуляторные изменения это минимум пара лет — и то, если прямо завтра все поймут и примут, что старая парадигма газового рынка заканчивается и нужно менять правила игры. Потом нужно чтобы нашлись интересанты, подготовить проекты. Когда же будут сами готовые заводы? Это всё касается и крупнотоннажных проектов, но потенциального выхода «средних» компаний — это касается вдвойне.

(Окончание ниже)

(Окончание. Начало выше)

Нужно ли нам всё это, особенно если часть оборудования будет импортное всё равно (иначе точно опоздаем, если на 100% будем пытаться импортозаместиться)?

Думаю нужно. Да, кажется немного обидно отдавать СПГ за оборудование для его производства (аля «газ-трубы»). Но давайте прикинем совсем грубо. Кап.затраты на завод — 1200 долларов за тонну мощности в год (опексами пренебрежём). При цене тонны СПГ 600 долларов — это всего 2 года работы! А как же типичная окупаемость 20 лет? Конечно, есть налоги и прочие расходы, но разница на первый взгляд поражает. Разгадка проста - остальное стоимость денег (причём в широком смысле — не только долговых, а нормы рентабельности для компании, реализующей проект). На длинной дистанции это решает, а ведь ещё и стройка идёт до пяти лет. Так что всё же не так много мы отдаём, даже если всё оборудование импортировать. Тем более, что далеко не всё в этих капексах импорт, есть и много просто строительных работ.

В широком смысле, зачем нам экспорт СПГ, если синергия с собственным машиностроением умеренная — тоже понятно. Нужна валютная выручка, особенно, если нефтяная выручка будет падать. Правда, всё зависит от роста спроса на газ. Это главный вопрос — когда пик газа. Может через 10 лет, а может через 40. Газ всё-таки очень удобное топливо. И тогда, не поздно развивать всё-всё-всё на эту тему. Если же через 10-15 лет, то уже и крупным проработанным проектам есть, о чём задуматься.

По поводу всё падающих цен на газ. На первый взгляд кажется парадоксальным. С рынка ушли 100 млрд кубов российского газа, прирост СПГ в прошлом году, а теперь похоже и в этом году будет минимальный, а цены на докризисных уровнях, да ещё и падают. Понятно, что факторов много: та же погода, и конечно — закрытие производств в Европе. Теперь наблюдатели задаются вопросом — а будет ли восстановление спроса, раз цены упали, и почему тогда этого восстановления не происходит?
Мне кажется, что все понимают: раз нового СПГ пока нет, а наращивать российский импорт Европа не готова по политическим причинам, то если все начнут под низкие цены восстанавливать промышленный спрос, то и цены вновь скакнут. И снова разрушение спроса на газ из-за выросших цен. А значит оптимальная тактика - не торопиться с наращиванием спроса до выхода нового СПГ на рынок.

Итого, под восстановление спроса остаются только самые гибкие сектора, типа переключение газ-уголь на электростанциях, который и будет оказывать ценам поддержку. Точные котировки газа, выгодные для такого переключения, зависят от цен на уголь, а также цен на углеродные выбросы. Но они не особо высокие.

Пишут, что первая партия с «Арктик СПГ 2» может быть отгружена в феврале.

Ранее встречал мнение, что экспорт будет по западному маршруту, вероятно с перевалкой борт-в-борт в Кильдинском проливе, раз перегрузочные комплексы под санкциями.

Но мне вспомнилось, что в этом году «Новатэк» обещал опробовать зимнюю проводку (вероятно, ледокольную) газовоза по СМП в восточном направлении.
И, почему бы это не сделать именно с грузом с «Арктик СПГ 2»?

Во-первых, это было бы просто красиво.
Во-вторых, Европа груз с «Арктик СПГ2» не примет, значит нужно всяко дальше всё это транспортировать «в обход», длинным маршрутом в Азии. Плюс к тому, ещё придётся поискать газовоз, который этот груз будет готов взять (после перевалки с газовоза ледового класса).

Если же пойти сразу на восток, то можно взять один из несанкционных танкеров от «Ямал СПГ», далее с перевалкой на Камчатке или прямо до АТР на ледовом классе (как пока и ходят все суда) довести груз до конечного потребителя полностью своими силами. Останется ещё найти покупателя, конечно.

Конечно, ледокольная проводка зимой - это скорее разовая история. Но дальше лето (ледоколы не нужны), и перекинув максимально СПГ с «Ямал СПГ» в ЕС, можно высвободить часть имеющихся газовозов под восточный экспорт СПГ с «Арктик СПГ 2». Пока «Арктик СПГ 2» работает только одна линия, да и та не полностью — это вариант. А дальше — что-то из газовозов новых может удастся получить. А дальше — ещё что-то придумают.

Вот такое предположение. Итого, следим каким путём пойдёт первый СПГ с «Арктик СПГ 2».

Признаться, не хотел ничего комментировать про т. н. запрет США на экспорт нового СПГ: в момент выхода новости не оказалось возможности отписаться, а, потом, как казалось, все быстро разобрались, что к чему. Но продолжающаяся литься отовсюду чушь на эту тему, всё-таки заставляет тезисно ещё раз зафиксировать.

1. Запрет касается только будущих проектов. Разумеется не действующих (по ним — США мировой лидер по экспорту СПГ), и даже не строящихся (после их ввода объёмы экспорта СПГ ещё и удвоятся).

2. Более того, проекты, по которым не приняты инвестрешения, но получены все разрешения на экспорт — а их на десятки миллионов тонн, не подпадают под запрет.

Наверное единственный яркий проект с очень высокой вероятностью реализации, но который не успел получить разрешение на экспорт — это CP2 компании Venture Global (той самой, которая под надуманными предлогами сейчас отказывается продавать СПГ покупателям по долгосрочным контрактам со своего действующего завода).

3. Итого, мы имеем следующее. На ближайшие 4-5 лет (время строительства завода) этот запрет (даже если он будет навсегда, что не факт) не влияет вообще никак.
На период с 2028 года это означает что будет построено американских заводов СПГ чуть меньше, чем могло быть, т.е чуть меньше, чем дофига. При этом на ближайшие годы ожидается на рынке избыток. Т.е в 2028 году будет скорее в лучшем случае баланс.

4. Это не первая такая пауза в США, чтобы понять все плюсы и минусы экспорта СПГ, и видимо, ещё раз трезво оценить запасы сланцев. Да, пока доля газа на СПГ в общем потреблении США — на уровне 15%, но через 5 лет это будет условно 30%. А сланцевый газ — он когда то закончится. Считаю, что закончится не скоро, но речь идёт о 20-30 летней перспективе в контексте экспорта СПГ. Для самих Штатов есть все основания, ещё раз всё перепроверить.

5. Пишут, что страны-импортёры немного напряглись. У европейцев действительно были долгосрочные контракты с тем же CP2. Но в целом, не очень это понимаю. Рынок глобальный, рынок на ближайшие годы планируется профицитный. А что будет через 5 лет — ещё не поздно всё исправить и переиграть.
Возможно, переживают, что Штаты введут ещё какие-то ограничения. Но потенциальный запрет на экспорт с действующих/строящихся заводов — это форс-мажоры/банкротства/репутационные издержки. Считаю такой сценарий крайне маловероятным.

6. Для нас это в любом случае хорошо. И по текущем газу и СПГ, и может меньше палок в колёса будут ставить по строящимся заводам СПГ. Рынок, повторюсь, глобальный, не так важно чей СПГ куда пойдёт. Для импортёров главное, чтобы его было просто много. А у нас его может быть много, только не мешайте построить.

Вдогонку к предыдущему материалу — таблица RBNenergy c разбивкой возможных будущих проектов СПГ в США — слева те, кто успели получить разрешение на экспорт, справа — те, кто не успели.

Как видно, список успевших - внушительный, и многие проекты на слуху.
Из интересных представителей списка справа, помимо упомянутого вчера CP2, интересен проект Altamira FLNG в Мексике (т. к. газ американский, то и разрешение на экспорт от Минэнерго США всё равно нужно). Завод должен был быть запущен уже в этом году. Т. к. это плавучий завод, то окончательного инвестрешения в явном виде не было (такая история часто с небольшими плавучими), и всё это строилось одновременно с ожиданием разрешения. Теперь интересно, будут ли его куда-то пытаться перебазировать?

Дней 10 назад в канале обсуждали варианты вывоза СПГ с «Арктик СПГ 2» и коллеги в комментариях справедливо отметили, что из 15 СПГ-танкеров ледового класса от «Ямал СПГ» (которые частично теоретически могут быть перекинуты на вывоз с «Арктик СПГ2») всего один («Кристоф де Маржери») находится в собственности Совкомфлота, остальные же — у иностранных судовладельцев, которые также не захотят связываться с подсанкционным СПГ.

На это возразил, что не удивлюсь, если у какого-то газовоза сменится владелец.
Причём изменение статуса могло произойти как у газовозов для «Ямал СПГ», так и у строящихся на корейских верфях газовозов для «Арткик СПГ 2».

На самом деле «сбагрить» кому-то танкеры для «Арктика» нынешним их иностранным владельцам даже более критично. Газовозы уже почти построены, работать же на них с «Арткик СПГ2» им нельзя из-за санкций, просто продать в рынок — невыгодно, т. к. это тяжёлый танкер ледового класса. Он никому не нужен в мире за свою высокую цену. Да ещё и расход топлива выше.

А вот собственно, сегодняшние новости в Bloomberg:

японская MOL, которая как ожидалось, должна была быть фрахтователем трёх газовозов ледового класса (построенных на корейских верфях) для проекта «Арткик СПГ 2» ищет возможность продать их оператору проекта.

Следим дальше.
https://www.bloomberg.com/news/articles/2024-02-06/us-sanctions-halt-delivery-of-new-vessels-to-russian-lng-plant

Сейчас цена на газ в США (Henry Hub) — 1,9 долл. за млн БТЕ или $68 за тыс. кубов или около 6200 руб. за тыс. кубов по текущему курсу.

Регулируемый оптовый тариф для Ленинградской области — 6105-6218 руб.

Полное равенство. О чём это говорит.

Первое, это конечно, конкуренция СПГ-проектов, точнее тех российских проектов, где газ для сжижения будет из «трубы». Т.е. пока это строящийся «Балтийский СПГ», плюс действующие среднетоннажные на Балтике. В будущем — и «Мурманский», там правда по ценообразованию возможны варианты, зато ещё тянуть доп. трубу на север.

Здесь цены полностью отражают реальность — в обоих случаях (условный Sabine Pass LNG в США и «Балтийский СПГ» в России) привязка именно к указанным выше ценам.

Да, я понимаю, что скорее такие цены в США слишком долго не продержатся. Но американские проекты увы выигрывают у нас по другим параметрам — стоимость строительства завода, а также меньшая стоимость доставки СПГ на азиатские рынки. Поэтому даже если цены на газ в США вновь подрастут, ценовая конкуренция все равно получается жесткой.

Второе. Цены на газ для промышленности. Тут в обоих случаях есть небольшие наценки за доставку, сбыт ит.п., но в целом опять же цены оказываются на сопоставимых уровнях.

Это следует помнить, когда мы вновь услышим, что у нас самый дешёвый в мире газ, а потому повышение цен сверх уровня инфляции неизбежно. Замечу, что пока разговор идёт о прямом сравнении цен, даже без учёта разницы в покупательной способности доллара/рубля, и, главное средних зарплат!
Забавно, что ещё у нас любят рассуждать, что дешёвый газ стимулирует расточительность, снижает энергоэффективность. Но в Штатах на этот счёт особо не напрягаются, или всё же для роста энергоэффективности лучше работают другие механизмы, а не тупо рост цен?

Коллеги в очередной раз спорят на тему, почему «Газпром», такой-сякой, не вкладывался в переработку газа, в производство удобрений, в газохимию и всё-такое.

Наверное меня нельзя назвать большим фанатом стратегии «Газпрома», но вот этот аргумент критики считаю совершенно неуместным.
Просто сравните былые масштабы экспорта газа с объёмом рынка аммиачных удобрений, и будет понятно, что переведи «Газпром» хоть четверть своего газового экспорта на азотные удобрения и метанол, он бы обрушил весь этот глобальный рынок по полной программе.

Про абстрактную газохимию, которой тоже пеняют «Газпрому», вообще молчу — там всё делается из нафты/ШФЛУ в основном. Газ как метан здесь по большому счёту, вообще непричём.

Ну не нужно столько газа, сколько у нас есть добывающих газовых мощностей, в неэнергетических секторах. Да, что-то можно было бы делать, но принципиально это картину не меняет.
При этом, рентабельность газового экспорта была точно лучше, чем скажем метанольная, и скорее всего лучше, чем у удобрений.

Единственный вариант был, чтобы не прийти к той ситуации, к которой мы пришли сейчас — это развивать СПГ. Остальное просто не работает по объёмам. Даже если забыть про рентабельность. Энергетические объёмы можно связать только другими энергетическими. Удобрений столько просто не нужно, сколько есть газа.