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

Написал нетипичную заметку, в том смысле, что она не привязана к информповоду и/или к каким-то конкретным идеям, как это обычно бывает. Однако, для непогружённого читателя чтение колонок с отдельными тезисами не даёт возможности быстро выстроить общую картину. В результате появился этот, скорее это обзорный и ликбезный, материал по плюсам, минусам, неопределённостям и перспективам ВИЭ в будущей энергосистеме (конечно, в любом случае, это собственное видение). Объём чуть побольше обычного, а какие-то тезисы уже проскакивали раньше. https://ria.ru/20191020/1559971478.html

Выводы недавней колонки про прогнозы сланцевой добычи нефти в США предполагали, что замедление темпов роста добычи в следующем году продолжится, но рост, хоть и слабый при этом сохранится.
Ровно тот же вывод на днях озвучил глава Schlumberger: "The U.S. production growth rate has declined for the last eight months and is expected to decline further in 2020".
Непосредственно падения, однако, также не ждут, хотя понятно, что компания, страдающая от снижения спроса на их сервисные услуги, скорее озвучит позитивный взгляд на сектор. Наблюдаем дальше.

Немного оценок о конкурентоспособности российских солнечных панелей (для частника) в сравнении с прочими производителями. На сайте "Хевел" указана стоимость готового решения от 57.6 тыс. рублей за кВт (для объекта в 15 кВт, что означает "от", и какие могут быть накрутки - не знаю). Сейчас на Украине бум строительства домашних солнечных станций, разумеется, в основном на китайских панелях. Оценки разные, вроде бы под ключ можно вписаться в 1000 долларов за киловатт более-менее качественных элементов. То есть около 65 т.р.
Тут, конечно, опрометчиво делать прямые сравнения (нужно смотреть и параметры панелей, и к примеру, есть ли импортные пошлины на оборудование на Украине, и многое другое в контексте стоимости монтажа). Поэтому просто две оценки (57 и 65 тыс. рублей за киловатт) в условиях, когда информация по цене не только солнечной энергии, но и просто оборудования, остаётся достаточно разрозненной. Наши выглядят не так уж и плохо, хотя подозреваю, что на Украине их совсем не ждут.

30 октября должны выложить отчёт "Новатэка" за 3кв. где, как предполагаю, будет опубликовано, на каких условиях продали доли в "Арктик СПГ 2" японским и китайским компаниям. В ожидании посмотрел отчёт за 2 кв., где аналогичная сделка (продажа 10%) была совершена с компанией Total. Напомню, что тогда в СМИ сообщалось, что стоимость приобретения 10% в "Арктик СПГ 2" составляет 2,55 млрд, то есть весь проект оценивался 25,5 млрд. При, как мы знаем, ожидаемом объёме инвестиций в 21 млрд. То есть, если смотреть поверхностно, ситуация выглядела как 25%-ная переплата. Однако, по факту эти деньги, можно разбить на "плату за вход" и финансирование своей части в проекте, ведь в значительной степени такие проекты финансируются за счёт заёмных средств. И вот как это описано в МСФО за 1пг., цитата:

"В рамках сделки по продаже 10%-ной доли участия в «Арктик СПГ 2», «TOTAL E&P Salmanov» обязуется
осуществить следующие платежи:
i. денежные платежи в пользу Группы в размере эквивалента 1'300 млн долл. США, из которых
эквивалент 600 млн долл. США был выплачен при закрытии сделки, а оставшаяся сумма будет
перечислена в течение 12 месяцев с этой даты;
ii. условное возмещение в пользу Группы, состоящее из денежных траншей в общей сумме до эквивалента
800 млн долл. США, зависящих от среднего уровня котировок цен на нефть за год, предшествующий
каждому платежу. Даты платежей привязаны к срокам запуска очередей завода СПГ Проекта;
iii. платежи в виде вкладов в имущество «Арктик СПГ 2», составляющие эквивалент от 342 млн до
842 млн долл. США, размер и сроки платежей по которым определяются в зависимости от объема
программы капитальных вложений Проекта, который будет предусмотрен в Окончательном
Инвестиционном Решении (далее – «ОИР»), и даты запуска производства на первой линии завода СПГ
Проекта."

Как нетрудно заметить, цифра непосредственно инвестиций в проект в общей сумме перечислений относительно невелика, находится в третьем пункте и составляет ровно 40% от объёма финансирования 10%-ной доли, вероятно оставшиеся 60% - ожидается доля заёмных средств.
Не возьмусь сейчас на коленке делать выводы, какой будет рентабельность этих вложений для Total, не стоит забывать что компания - крупный акционер "Новатэка" и, поэтому, отчасти платит сама себе. В любом случае, "плата за вход" оказалась очень существенной, что неплохо для "Новатэка". Интересно будет сравнить с цифрами для китайских и японских компаний, в СМИ тогда не сообщались даже "суммарные" цифры (как для сделки с Total). И, конечно, нужно помнить, что за простыми цифрами новостей всегда стоит вот такая вот кухня, в которой ещё нужно разобраться.

В украинском секторе ВИЭ очевидный бум - только за этот год уже было установлено 2,5 ГВт "ветра" и "солнца" - это половина всей нашей программы ВИЭ до 2024 года. Правда, на текущий год и пришлись основные запуски, всего сейчас на Украине 4 ГВт. Причина бума понятна - в следующем году фиксированный и немаленький "зелёный тариф" для промышленных станций может смениться на не столь привлекательную систему аукционов. А для населения зелёный тариф также снизится примерно на четверть. Нынешние тарифы являются, конечно, аттракционом неслыханной щедрости, домашняя солнечная станция окупается за пять лет, а потом ещё на пять лет остаётся фиксированный высокий зелёный тариф, позволяющий получать сверхприбыль. Ну а потом - уже фактически бесплатная электроэнергия. Эту благостную картину портят два обстоятельства.

Во-первых, среди "частников" этими условиями смогли воспользоваться всего лишь около 0,1% от общего числа домохозяйств, ведь оптимальный объём инвестиций, чтобы получить максимальную экономию на масштабах, составляет около 30 тыс. долларов.
Во-вторых, банкет, разумеется, за счёт всего энергорынка, то есть, за счёт всего населения. Во втором квартале 2019 года ВИЭ на Украине выработали 3,3% электроэнергии, но получили 13,6% средств энергорынка! В третьем квартале выработка ВИЭ выросла до 4,9%, долю средств можно прикинуть.
И в любом случае, "домашние" солнечные СЭС - это около 10% от всех ВИЭ, то есть основные бенефициары - промышленные СЭС и ВЭС, которыми владеют олигархи (или просто состоятельны граждане) и/или компании, в т.ч. иностранные.
Обо всём этом - подробней написал в тексте.
https://ria.ru/20191026/1560212205.html

Есть у нас, к сожалению, коллеги, которые, скажем так, с удовлетворением, комментируют иные неудачи наши в нефтегазовых делах (не путать со здоровым алармизмом). Мол, давно пора понять, что поезд ископаемых топлив уходит, а кто не понял, сами дураки. Хотя, подозреваю, что причины радости там совсем в другом.

Я хоть и убеждённый "газовик", но привык радоваться любым нашим успехам, в т.ч в сфере ВИЭ. Вот и сейчас приятная новость - "Хевел" будет ставить свои солнечные модули в Венгрии (76 МВт), через покупку доли в местной компании, получившей контракты на строительство солнечных станций. Наверное, самое любопытное сейчас - это цена этой доли (что и определит итоговую доходность), т.к. остальные условия выглядят очень прилично. Главное - "зелёный тариф" - 101 евро за МВт-ч плюс инфляция, очень неплохо по нынешним временам. Коэффициент использования установленной мощности, как пишут, в Венгрии можно обеспечить на уровне 13,6%. Модули собственного производства, не думаю, что сам девелопмент будет дорогой. Ну и в любом случае, экспорт высокотехнологичного оборудования, всё как мы любим, словом.
https://www.kommersant.ru/doc/4141946

Написал по последним событиям, нового, конечно, немного, выкладываю для комплекта.
https://ria.ru/20191031/1560423075.html

https://yangx.top/obkos/63
Вдогонку к недавнему посту, сюрпризов не оказалось, доли китайским и японским компаниям в "Арктик СПГ 2" продали на "аналогичных" условиях, что и продажа для Total.
По цифрам вроде всё действительно так и выглядит, а вот цитата из МСФО "Новатэка" за 9 мес.:
"В июне 2019 года Группа подписала договоры с компаниями «CNPC», «CNOOC Limited», «Mitsui & Co., Ltd.» и «JOGMEC» о вхождении в проект «Арктик СПГ 2». В соответствии с данными договорами, компании «CNODC Dawn Light Limited» и «CEPR Limited», являющиеся дочерними обществами «CNPC» и «CNOOC Limited» соответственно, и «Japan Arctic LNG B.V.», являющееся совместным предприятием «Mitsui & Co., Ltd.» и «JOGMEC», приобрели 10%-ные доли участия в ООО «Арктик СПГ 2» каждая на условиях, аналогичных вышеприведенным условиям вхождения «TOTAL S.A.» в Проект. Данные сделки были закрыты в июле 2019 года после выполнения отлагательных условий."

Повторюсь, что т.к. Total, как крупный акционер "Новатэка", отчасти платит сама себе, то по сути условия продажи для азиатских компаний можно считать немного худшими. Впрочем, это распространённая практика, когда первый участник проекта получает условия чуть лучше, чем последующие участники.

Долгое время в оценках себестоимости СПГ меня смущало несколько вещей.
Во-первых, то что мы часто пользуемся "снятыми", готовыми данными.
Во-вторых, то что разброс этих оценок себестоимостей в различных источниках велик при, казалось бы, плюс-минус одинаковых вводных.
И, третье, понятно, что себестоимость будет зависеть от стоимости капитала, но далеко не везде есть указание при какой цене денег сделаны оценки. В результате, с В.Лактюшкиным, набросали собственные оценки. Модель простая и не учитывает налогов. Но делать налоги "на глазок" не хотелось. Кроме того, с учётом налогов сложней решать обратную задачу - поиск себестоимости при заданной ставке дисконтирования (IRR).
Результаты - внутри текста, фактически это один график. Для начала сделали сравнение нашего СПГ с американским. Ценовые допущения для ам.СПГ взяли по нижней границе, чтобы добавить драматизму, но не удивлюсь если примерно так всё и будет. Себестоимости нашего и американского СПГ близки, так что конкурировать будем. Ну и несмотря на упрощения, цифры получились здоровыми и сопоставимы с литературными данными.
Второй момент - это зависимость цены сжижения СПГ от стоимости капитала. Различия существенны, в принципе, картинка говорит сама за себя, и такая ситуация ожидаемая. Остаётся вопрос, какую же ставку, считать наиболее адекватной, писал об этом чуть ранее колонку на РИА, но там были общие вопросы, а здесь вполне конкретный случай.
https://www.nalin.ru/eshhyo-raz-o-glavnom-chej-spg-deshevle-rossijskij-ili-amerikanskij-7099

Любопытная иллюстрация сразу двух историй, о которых писал последнее время - украинские ВИЭ и влияние стоимости денег (на себестоимость производимого СПГ или выработку электроэнергии). И вот новость: DTEK Renewables, дочерняя компания холдинга ДТЭК Р.Ахметова, один из крупных игроков на рынке украинского ВИЭ, разместила "зелёные" пятилетние облигации в евро на сумму 325 млн евро. Самое главное - ставка купона - 8,5% годовых. И это в евро!, где в самой еврозоне уже отрицательные ставки.

Если занимать по такой ставке выгодно, это означает, что доходность инвестирования в украинские ВИЭ намного выше 8,5%. Как уже писал ранее, всё это обеспечивается через завышенный тариф, а деньги собираются со всей энергосистемы. Такая схема во многих странах, вопрос только в цене выкупа зелёной энергии.
Напомню, для "домашних" солнечных ЭС на Украине можно достичь доходности 20% годовых (за счёт сдачи в сеть получаемой э/э по зелёному тарифу), и это в евро. Для промышленных СЭС тариф чуть ниже, но там и экономия на масштабах больше. В результате, максимальные цены выкупа зелёной энергии на Украине в 10 раз превышают наиболее низкие цены отборов солнечной э/э в Европе. В ЕС такой результат удаётся обеспечивать низкими ставками кредита и системой аукционов, а не фиксированному тарифу. В общем, ждём быстрей переход украинских ВИЭ на аукционы, иначе фиксированный сверхвысокий тариф энергетику добьёт в ближайшее время. И, конечно, любопытно, как будут развиваться украинские ВИЭ после запуска аукционов, и удастся ли заработать, занимая под 8,5% в евро.

Нужно сказать, что в России доходности проектов ВИЭ тоже высоки (12%), они рассчитываются через премию к доходностям ОФЗ. Но у нас, по крайней мере, расчёты в рублях, поэтому зафиксированы страновые, валютные риски. На Украине же все расчёты в евро, доходности в евро.
https://biz.censor.net.ua/news/3158083/dtek_ahmetova_podtverdil_razmeschenie_zelenyh_obligatsiyi_na_325_millionov_evro

Написал небольшой апдейт по последним новостям на рынке СПГ. В Мозамбике Total планирует ещё +2 линии к строящемся двум, Exxon готовит там же свой завод. В США сжигают всё больше попутного газа, что будет в перспективе давить на цены на газ и поддержит конкурентоспособность ам.СПГ, но ключевым станет окончание (или нет) торговой войны и история с 25%-ной пошлиной. В этом году в мире уже приняты инвестрешения по заводам СПГ на 65 млн т, что составляет 20% от текущей мировой торговли.
При этом, импорт СПГ в Китае очевидно замедляется, понятно что поддерживать ежегодно по 50% прироста невозможно, но тем не менее. В этом году годовой прирост импорта СПГ в Китае будет на уровне 10-15%, а рост зимнего суммарного спроса на газ (новость вышла позже, и не вошла в обзор) составит всего 5-8%. На этом фоне любопытная новость по поводу отказа от 3ей линии "Сахалин-2" в пользу возможной дополнительной трубы в Китай с востока. Такой вариант обсуждался и раньше, но сейчас он всё более интересен. Действительно, ценовая "премиальность" СПГ на фоне избытка исчезает, а раз так, зачем платить больше за сжижение (трубы то там достроить совсем немного). В среднесрочном будущем, с постепенным запуском "Силы Сибири" на полную мощность, видимо мы всё чаще будем слышать обсуждения, как же российский сетевой газ влияет на импорт СПГ в Китай, ровно также как ещё недавно активно обсуждали, как СПГ влияет на экспорт сетевого газа в Европе. Обо всём этом подробней - в заметке.
https://ria.ru/20191111/1560777274.html