Признаться, как и многие, устал уже от комментариев по поводу регулярных соседских "перемог", но вот эта показалась любопытной. Идея перемоги в том, что Украина покупает у России электроэнергию очень выгодно - на 20% дешевле по сравнению с тарифами для населения в московском регионе. Но для правильного сравнения нужно учитывать традиционно высокую долю расходов распределительных сетей в тарифе для конечного потребителя (населения), особенно на низком напряжении. Видимо, "не, не слышали". (Строго говоря, в том числе из-за этого тариф для населения мог быть ещё выше, т.к. он несколько занижен из-за перекрёстного субсидирования). Сравнение в таком виде совершенно не корректно. Если по фактам, то цена экспорта российской электроэнергии в ноябре на Украину составила 3,6 рубля за кВт-ч - вполне приличная цена для оптовых продаж.
https://elektrovesti.net/68575_rosiya-eksportue-v-ukrainu-elektroenergiyu-znachno-deshevshe-nizh-prodae-vlasnomu-naselennyu

Вот и вышла книга "Сланцевая революция и глобальный энергетический переход" под ред. Н.А. Иванова, в которой довелось принять участие (гл.11, про ценообразование на рынках СПГ), доступна для скачивания по ссылке в репосте ниже.

Сланцевая революция и глобальный энергетический переход / Под ред.
Н. А. Иванова. — М. ; СПб. : Нестор-История, 2019. — 540 с.

Написал про китайский уголь. Тема, конечно, немного скучная, хорошо редакция освежила "Гретой". Тем не менее, отслеживать её важно, так как именно динамика спроса на уголь в Китае определит прирост глобального спроса на газ и СПГ.
"Пик угля" в КНР похоже пока отменяется, вялое падение спроса за последний год сменилось небольшим ростом потребления. Хотя, конечно, с учётом особенностей статистики, оценки эти очень примерные.
Но точно строится 150 гигаватт новых мощностей угольных ТЭС. Приведёт ли это к увеличению угольной выработки электроэнергии или они заместят старые грязные станции - покажет время.
В любом случае, в это году Китай сбавил обороты в программе "от угля к газу", что собственно мы уже видим по спросу на СПГ и ценам. Ровно наоборот, кстати, два года назад при запуске программы, цены на СПГ зашкаливали до уровней 2014 года.
Китай провозгласил политику "чистого угля", строит хорошие угольные ТЭС с минимумом вредных выбросов (если говорить о частицах и окисях серы и азота), что позволит ему сохранить этот сектор, одновременно решая проблему смога. Поэтому сфера отопления и другие области, где запустить "чистый уголь" сложнее пока и являются основными сферами перехода "от угля к газу".
Но от эмиссии углекислоты всё равно никуда не деться. В этом контексте, существенный гипотетический глобальный налог на выбросы пока маловероятен, с текущей структурой энергопотребления Китай будет ему очевидно сопротивляться.
С другой стороны, если такой налог удастся продавить, следует ожидать более активного перехода от угля к газу по всем секторам. Обо всём этом подробнее - в заметке.
https://ria.ru/20191208/1562100598.html

Chevron на днях уведомил о предстоящем в 4 квартале списании активов на 10-11 млрд долларов, более половины из которых - вложения в сланцы региона Аппалачи - это газ, а не нефть. Любопытно, что именно к этому бассейну принадлежит знаменитый Марселлус, который даёт львиную долю добычи по приемлемой себестоимости (в т.ч. за счёт жирного газа), там же правда и менее популярная Ютика. Места, в целом неплохие, лучше, чем Haynesville Чисапика. Может дорого купили, может текущие низкие цены сделали добычу нерентабельной уже и там.
В целом, как уже не раз обсуждалось, инвестиции в сланцевый газ, в первую очередь сухой, т.е. не содержащий фракции более тяжёлых углеводородов, для американских компаний оказались даже менее удачными, чем инвестиции в сланцевую нефть. В сланцевой нефти, если (например, через банкротство) очиститься от нависания старых долгов и начать жизнь с нуля, то при текущих ценах можно добывать прибыльно. C газом всё намного запутанней, на него сильно влияет нефть и, наличие/отсутствие "широкой фракции лёгких углеводородов" (в российской транскрипции) в добываемом газе. При высокой доли этих компонент (пропан, бутан и конденсат), за счёт их продажи, себестоимость самого метана может уходить в ноль, и наоборот.
С другой стороны, попутный газ при добыче сланцевой нефти также вносит всё более существенный вклад в общий рост газовой добычи (сейчас это свыше 16% от всего добываемого газа). Это добавляет предложения и давит на цены. И если сланцевая добыча нефти будет замедляться, нужно помнить, что миллиардов 10-15 в год попутного газа в США сейчас просто сжигается. По мере ужесточения правил и строительства трубопроводов, они пойдут в добычу. В результате, число буровых на газ упало, но добыча пока растёт, а цены на газ держатся на низких уровнях. Компаниям с сухим газом в балансе совсем невесело. Вот такие парадоксы.

Не то, чтобы я был суперпессимистом в отношении сланцевой нефти, но всё-таки прогнозы прироста добычи на 1 млн б/д (т.е. практически такой же прирост как в этом году), как мы видим у некоторых аналитических компаний, на фоне сильного снижения числа буровых установок (и повышения фин.дисциплины производителей) выглядят слишком оптимистично. В этом смысле, последние оценки IHS в 440 тыс. б/д прироста в следующем году больше похожи на правду. Всё же "drill baby drill" никто не отменял, вот та же IHS показывает (впрочем, таких картинок много), что будет, если вообще перестать бурить. Источник: IHS Markit.

Reuters предоставляет справку по пошлинам в рамках торговой войны КНР и США после "сделки 15го декабря". Для нас важно, что 25%-ная импортная пошлина на американский СПГ со стороны Китая осталась в силе. (5%-ная на сырую нефть тоже). Напомню, что пошлина на СПГ в 25% фактически запретительная. Но это не приводит к падению экспорта СПГ из США, он просто идёт на прочие рынки (может быть, с меньшей прибылью, но это другой вопрос), а СПГ третьих сторон ранее предназначавшийся для этих рынков попадает в Китай. Тем не менее, определённый эффект от этой пошлины есть: прямые инвестиции в новый американский СПГ со стороны Китая, которые могли бы состояться, в такой ситуации, разумеется отсутствуют.
https://www.reuters.com/article/us-usa-trade-china-commoditiestariffs-fa-idUSKBN1YK0F1

Написал немного про балансы в нефтянке. 2020 год выдастся непростой, по прогнозам Rystad прирост добычи стран "не ОПЕК" окажется рекордным за десятилетия, +2.2 млн б/д (мбд). Спрос же вырастет традиционно на около 1 млн б/д. Rystad традиционно оптимистичен касаемо "сланца" (свыше 1 мбд прироста добычи в США в следующем году, в основном это сланец), но даже если прогноз по США уполовинить (об этом двумя постами выше), всё равно предложение превышает спрос, так что недавние новые сокращения ОПЕК+ на 500 тыс. баррелей пришлись очень вовремя.
Оставшийся прирост добычи - это в основном оффшорная (морская) добыча, где прогнозировать достаточно просто, и цифры едва ли будут отличаться от прогноза. Норвегия, Бразилия, Гайана.
Что дальше, после 2020 года? Неужели ОПЕК+ так и придётся сокращать добычу в пользу прочих производителей? В 2021 году может стать попроще - по ещё одному прогнозу (Sanford Bernstein) оффшорная добыча пройдёт свой максимум в 2020 году и потом начнёт снижаться. В результате, у ОПЕК+ будет передышка, возможно снятие ограничений по добыче.

Что здесь главное. Во-первых, все прогнозные значения колеблются в узких диапазонах - прирост спроса на 1 мбд (при этом плюс-минус 0.5 - вполне возможно), большие неопределённости со сланцем, как в ту, так и в другую сторону, ит.д. В десятилетний долгосрок наверное по проценту в год и будет расти спрос, будет расти и сланцевая добыча, и добыча прочих производителей. Но в моменте возможны регулярные разбалансировки. В результате, всё говорит о том, что предсказательная сила среднесрочных прогнозов, скажем прямо, минимальна. А ОПЕК+ придётся балансировать добычу, чтобы удержать цену в необходимом коридоре (скажем 60 долларов, с возможными колебаниями 55-75). То, увеличивая, то уменьшая свою квоту. Всё это может продолжаться и десятилетия.
https://ria.ru/20191218/1562495591.html

Написал колонку по Украине. Всё меньше шансов, что контракт подпишут до боя курантов. Но ситуация сейчас не такая сложная, как в 2009 году. На юге уже есть две нитки "Турецкого потока", развилась система интерконнекторов в Европе, огромные запасы газа в хранилищах. Только по сравнению с прошлым годом в ЕС на 20 млрд кубометров больше: этого хватит, чтобы два месяца отбирать по 300 млн кубометров в сутки. Это больше, чем транзитируется по украинскому западному коридору даже в пиковых значениях. Да и остаётся каждый год к концу сезона в европейских ПХГ много газа (свыше 40 млрд в прошлом) - тоже дополнительный резерв. На Украине, которая набрала в свои ПХГ на 5 млрд больше, топлива тоже хватает. Так что вероятность, что договорённости будут подписаны позже 1 го января, очень велика. Ну а мы в таком случае станем свидетелями самой масштабной перегруппировки газовых потоков в Европе в условиях форс-мажора. В теории это одно, а как оно будет на практике - особенно интересно на юге (как в Южной Европе, так и на самой Украине). Подробней - в заметке. https://ria.ru/20191219/1562540212.html

Выскажусь по Украине. В частных беседах сложилось впечатление, что некоторые наблюдатели несколько ошарашены результатами, и считают это провалом. Сам я чего-то подобного и ожидал. Давайте по пунктам.
1. Долг "Нафтогазу" ($2.6 млрд+проценты) - да, он несправедлив, но отказаться от выплаты было практически невозможно. Договор изначально подразумевал, что споры решаются в Стокгольмском арбитраже. И, кстати, не стоит забывать, что "Газпром" сразу же после решения арбитража создал ещё из годовой прибыли аж за 2017 (!) год резерв под эту выплату.

2. По объёмам прокачки. Сначала про 2020 год. Год назад мы писали (тогда ещё в рамках работы Центра энергетики МШУ), что к СП-2 в срок на полную мощность запущен не будет. Хотя это и не соответствовало собственным чаяниям. Дания уже тогда затягивала, и кроме того, абсолютно официально было известно что к 01.2020 успевают достроить только одну ветку сухопутного продолжения СП-2 по территории Европы. Понятно было, что украинский транзит нужен, вопрос сколько.
Объёмы в 65 млрд в 2020, это, грубо говоря, стандартные объёмы транзита за вычетом южного направления ("Турецкий поток"). На фоне всех сложностей с СП-2 понятно, что 65 млрд нужны нам в 2020 году целиком. Возможно они и не будут выбраны, если СП-2 заработает к лету, но понятно и то, что прокачку на большие объёмы (эквивалентные 65 в год), но, скажем, на три месяца "Нафтогаз" подписывать бы уж точно не стал.

Дальше, следующие 4 года по 40 млрд, с 2021 года. Здесь собственно и находится основной компромисс. В зависимости от спроса в Европе и успехов в достройке второй нитки "Турпотока" по Европе (СП-2 здесь считаем - достроят), России нужно от 5 до 30 млрд кубометров транзита через Украину. Но это в случае равномерной загрузки всех труб, что редкость. Так что переплата здесь не так уж и велика. Учитывая, что, скажем, 30 млрд для Украины это минимум возможной прокачки в нынешней конфигурации ГТС. Получается, что речь идёт о дополнительных 10 млрд кубометров.

Добавим к этому Польшу. В мае заканчивается транзитный контракт по "Ямал-Европа". И дополнительные объёмы через Украину будут удачны в торге с Польшей. Цитирую свою колонку месячной давности: "Если мы увидим слишком большие объемы украинского транзита в новом кратко- или среднесрочном договоре, это не стоит воспринимать сверхкритично. Возможно, данные дополнительные объемы понадобятся уже в ближайшее время, когда закончится контракт по польскому транзиту."
Основной оставшийся вопрос - это цена прокачки, и разбивка годовых объёмов в рамках возможных колебаний суточных поставок. Но здесь уже начинаются домыслы, этих данных нет и возможно не будет. Пока ждём.

Подытоживая. Когда ещё год назад обсуждали, что украинский транзит будет нужен (просто если сложить объёмы по всем трубам), а с СП-2 и 2ой ниткой ТП по Европе не всё так просто (к 2020 году не успеваем), кое-где звучали и обвинения, назовём это так, в непатриотичности. В результате, на мой взгляд, всё развивается примерно в рамках прогноза. Не нужно создавать избыточных ожиданий, тогда не будет и разочарований.

Ещё один аспект по газовому транзиту, который важно обсудить. Подписание договорённостей с "Нафтогазом" (пока в режиме "если", но вероятность очень велика) означает, что все приготовления (в виде избыточной закачки в хранилища) к перебоям в поставках были зря. А значит - нас ждёт новое затоваривание газом. Зима поддержит цены, а вот что будет летом - когда нужно закачивать в ПХГ новую порцию газа, а они ещё полны старыми запасами?

Более того, так как контракт по Украине на условиях "качай-или-плати", "Газпрому" нет никаких причин сдерживать поставки. Транзит уже оплачен: с дополнительными объёмами экспорта он хоть что-то заработает, а в противном случае просто будет оплачивать простаивающую трубу. Новые обходные газопроводы прямо или косвенно также по сути подразумевают это условие. Всё это говорит в пользу того, что к лету может начаться полноценная ценовая война.

В принципе, уже давно обсуждалось, что борьба Соединённых Штатов с СП-2 (под флагом сохранения укр.транзита, а на деле - чтобы получить нишу для своего СПГ) будет проходить ровно до того, как СП-2 будет построен. После этого, США нужно переключаться на борьбу с укр. транзитом, иначе свободных газотранспортных мощностей будет очень много. Первые звоночки мы наблюдаем уже сейчас. Штаты передавили с санкциями за СП-2, "Газпром" не пошёл на жёсткую конфронтацию с Украиной, в результате - ожидается как минимум прежний объём экспорта и избыток газа на рынке. Считаю, что тактически США сильно ошиблись здесь. Могли бы хотя бы на три месяца поддержать цены. А за это время, глядишь бы, ещё несколько заводов СПГ в США приняли инвестрешения. Состояться ли они сейчас, при низких ценах?

Конечно, ценовая война несёт проблемы всем участникам, кроме покупателей. Но уже имеющиеся самые различные варианты "sunk cost" и для "Газпрома" (трубы, контракты "качай-или-плати") и для производителей СПГ (уже построенные заводы) делают её все более вероятной. Чуть подробней обо всём этом - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20191226/1562842792.html

Любопытная картинка из презентации американской сланцевой компании Cimarex. Cash Flow Yield - отношение денежного потока к капитализации компании (непонятно, правда, какой из вариантов денежного потока здесь приведён). Это прогноз на 2020 год. Грубо говоря, если (допустим!) компания пускает весь этот денежный поток на дивиденды, то Cash Flow Yield соответствует дивидендной доходности. Суть графика - при $50 за баррель WTI показатель находится на уровне 1.5%, при $60 - около 10%. Но так как капитализация здесь постоянна, это означает, что при колебаниях цен на нефть в 10 долларов, денежный поток изменяется в семь (!) раз.
Такие колебания цен российская нефтянка толком и не замечает (замечает, но по минимуму, за счёт высокой доли налоговых изъятий плюс поддержка рублёвой доходности колебаниями курса рубля). А в американских компаниях это приводит к кратным, чуть ли не на порядок, изменениям фин.результата. А при смещении ниже $50 WTI (т.е. ниже $55 Brent) показатель быстро становится вообще отрицательным.

Написал немного о новостях прошедшей десятидневки с момента подписания нового транзитного контракта с Украиной. Всего понемногу, но главное - и предсказуемое - это падение цен вследствие отмены "форс-мажора" в виде прекращения транзита. Как результат, "Газпром" снижает поставки. В первые дни года украинский транзит был совсем смешной (около 40 млн куб.м в сутки), сейчас стал выправляться (91 млн на 7 января, 109 млн - 8 января). Напомню, 65/365=178 млн кубов - оплаченный ежесуточный объём транзита. Неясно, возможны ли переносы неизрасходованных объёмов на более поздние периоды.

Парадоксальным образом подписанный (и оплаченный) украинский транзит в результате оказался пока не очень-то и нужен. Это, кстати, показывает, что и без украинского транзита на первый квартал отлично бы справились. А значит - условия (в первую очередь, конечно цена) "Газпром" устраивает. На грабительские условия (15 млрд за пять лет = 67 долларов за тысячу кубометров транзита), как ещё в конце декабря заявляли украинские официальные лица, "Газпром" естественно не пошёл. Удивлён, что некоторые наши коллеги серьёзно отнеслись к этой цифре.

Это собственно подтвердил позже и Зеленский, объявивший сумму доходов в 7 млрд за пять лет, то есть транзитная ставка близка к текущей при в 2 раза меньшем (если говорить о среднем за пять лет) объёме транзита.
И это понятно, платить слишком дорого за транзит - совсем не те времена. К примеру, при нынешних спотовых ценах в ЕС в 140 долларов (из которых за вычетом экспортной пошлины "Газпрому" останутся 98 долларов), 67 долларов отдавать за транзит Украине выглядело бы ну совсем странно. Напротив, 30 с небольшим долларов (вероятная текущая стоимость транзита, примерно соответствует предыдущей) - уже терпимо, хотя заработать "Газпром" всё равно сможет лишь за счёт объёмов с нефтяной ценовой привязкой.

Есть ещё одна версия, которую не стал слишком активно развивать в тексте, в силу её спекулятивности. А в подводке можно. Подозреваю, что сверхнизкими объёмами транзита в начале года "Газпром" решил помимо прочего и потестировать работу укрГТС в условиях пониженных объёмов прокачки. Удастся ли перенастроить её для в том числе и для собственных нужд. Ведь Украина сохраняет реверсы и не торопится переходит к прямым закупка газа из России, а это упростило бы работу укрГТС в периоды небольших объёмов транзита. Чуть подробней обо всём этом - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200110/1563228358.html

Воспользовавшись информповодом, написал о старой, но актуальной проблеме - импортозамещение в области СПГ и создании собственных технологий. Сейчас, судя по новостям, пошёл новый заход на объединение усилий "Новатэка", "Газпрома" и "Роснефти", предыдущий был почти четыре года назад, но безуспешно. Что изменилось? Времени стало ещё меньше. Конечно, кое-что здесь делается "Новатэком" (Ямал СПГ Т4, далее "Обский СПГ").

Но если (в лучшем случае) тиражировать в России можно будет линии "Обского СПГ", а это 2023 год, то было бы правильно сохранить побольше российских проектов (то есть месторождений и газа под заводы) для российских же технологий. А иначе когда эти технологии появятся, на чём будет применяться эффект масштаба, необходимый для приемлемой себестоимости российских технологий и производств оборудования? При этом времени действительно мало, все в мире торопятся со своими заводами выйти на рынок, ведь завод может проработать и 40 лет, какой тогда будет спрос на газ? Поэтому нужно объединяться и ускоряться, несмотря на известные противоречия.

Упомянул и нашумевшую статью в декабрьском номере журнале "Газпром", где идёт критика арктических проектов. Конечно, в ней и отголоски проблемы конкуренции росс. СПГ с сетевым газом. Но есть и очень здравые тезисы. Все новые проекты СПГ в мире (и РФ) окажутся на пределе себестоимости. Насколько они нужны нашему государству, особенно с учётом минимального налогообложения? А нужны они только в том случае, если будет загрузка российских предприятий оборудованием для завода, иначе получаемую от продаж СПГ валютную выручку отдадим за иностранное оборудование.

В общем, проблема на мой взгляд острая, важная, но смотрю на перспективу не очень весело. Всё движется небыстро, время уходит, компании по-прежнему каждый за себя. Подробности и ссылки на упомянутые события и материалы - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200117/1563505035.html

Немного иллюстраций к снижению цены природного газа на американском Henry Hub до $1,9/mmBTU. Картинка с вчерашним падением акций газового сектора в США (в основном сланцевые газодобытчики). Это только за вчера, в целом же новое дно здесь давно ищут многие компании. Например, EQT, один из "ньюсмейкеров" последней недели - компания списала $1,8 млрд газовых активов - с начала января сложилась на 30% и почти в три раза за последний год.

Написал по сланцевому газу в США. Мы привыкли, что добыча там стабильно растёт, газа действительно много (споры о проблеме sweet spots здесь совсем не так популярны как в нефтяной сфере), и вроде всё хорошо. Кроме того, суммарному росту производства газа в США помогает и попутный газ при нефтяной добыче, и жидкие фракции при добыче самого газа, в результате чего себестоимость самого метана сильно зависит от содержания жидких компонент и их цену.

Так или иначе, по прошлому году рост добычи около 10%, несмотря на падение числа буровых на газ на 40%! Вероятные причины - инерция, попутный газ, повышение эффективности бурения. В этом году ожидается небольшой прирост (+3%) и стабилизации-снижение производства с ростом цен в 2021 году. Хотя не исключено, что на фоне текущих проблем газовые добытчики начнут сворачивать бурение быстрей.

Главный вопрос - какова же равновесная цена, когда большинству производителей всё же удастся добывать с прибылью. Конечно, можно много говорить о проблемах сланцевиков, но сейчас цены сверхнизкие (1,9 доллара за млн БТЕ) - кризис перепроизводства на фоне тёплой погоды и очень ограниченных возможностях отправлять излишки на мировой рынок (в виде СПГ), да и на глобальном рынке СПГ цены низкие. По всей видимости, приемлемая цена для американского сланцевого газа начинается от $2.5 за млн БТЕ и выше, именно на эту цифру нужно ориентироваться при подсчёте средней себестоимости американского СПГ (добавляя дальше сжижение и все прочие расходы).

В декабре Chevron списал на миллиарды газовые активы, а на днях к нему добавилась и компания EQT с "минус 1.8 млрд долларов". Важно, что обе компании работают на Марселлусе, лучшем сланцевом газовом месторождении. Облигации EQT перешли в разряд мусорных, то есть дела у них совсем не очень при текущих ценах.

Тема достаточно многогранная, в подводке всё не осветишь, кого немного подзапутал, добро пожаловать в сам текст с дополнительными подробностями, и надеюсь, более структурированным изложением.
https://ria.ru/20200123/1563740979.html

Источник: Tellurian, комментарии ниже

Неплохая картинка из СПГ-обзора Tellurian (компания, которая планирует строить свой завод СПГ в США, и заодно делает свои оценки рынка) по вводам новых мощностей по сжижению в мире. Как видно, пик запусков мы прошли в 2019 году. Но разница прошлогодних запусков с открытием новых заводов текущего года не так уж и велика, она, к примеру, меньше, чем накопившийся "лишний" газ в европейских хранилищах. Кроме того, для хотя бы постепенного выправления текущей ситуации избытка нужно достичь повтора роста глобального спроса на СПГ, а для Китая, к примеру, уже добавятся дополнительные 5 млрд куб.м сетевого газа из "Силы Сибири", дальше - больше.

Но после 2020 года и совсем мало новых вводов (и это ожидаемо, собственно тот факт, что на 2020 год ожидается пик избытка СПГ, и начиная с 2021 года отрасль сможет пару лет передохнуть, просчитывался давно). А дальше новый рост предложения (2024-2025 годы отражают те рекордные объёмы окончательных инвестрешений, что мы видели в 2019 году), впрочем, не исключено, что этот рост сможет быть связан накапливающимся спросом и, опять же, к примеру закрытием "Гронингена". А может и не сможет. Также следует помнить, что картинка отражает "нетто-вводы", то есть разницу между запусками новых производств и выходом "на пенсию" некоторых старых. Запуски прогнозировать более-менее просто. А вот выводы - сложнее. Тот же Египет несколько лет назад остановил заводы и даже стал импортёром СПГ, потом открыли Zohr и начался опять экспорт. В общем, понятно, что неопределённости сохраняются. Но это и нормально, ведь "знал бы прикуп - жил бы в Сочи".

Написал про внутренние цены на газ в России, разные аспекты свёл в один текст. Цены эти уже как известно, близки к американским для промышленности и крупных потребителей. А в каких-то случаях уже и выше. Ситуация не очень приятная. Одновременно, доходность поставок в Европу ниже рентабельности продаж внутри страны. В результате, с одной стороны нам бы цены пониже, чтобы быть поконкурентоспособнее, с другой стороны - "Газпром" намекает, что в этих условиях не может субсидировать (как он считает) внутренний рынок за счёт уже не столь прибыльного экспорта.

В теории, решении простое - газовая биржа. Но проблема не только в том, что наша биржа пока не особо ликвидна. Представим, что у нас идеальная биржа. Но даже в этом случае, минимальная цена, которую смогут предложить продавцы, будет во многом определяться тарифом на транспортировку с Западной Сибири в центральные регионы. Транспортные тарифы по определению регулируемые, так во всё мире. Но большей прозрачности здесь хотелось бы. Горячие головы время от времени говорят о разделении "Газпрома", не уверен, что это хорошо. Но вот выделение транспортной составляющей в отдельный сегмент с отдельной отчётности не помешало бы. И, кстати, не факт, что от этого тарифы упадут. Просто нужно представлять куда мы идём по ценам на газ, и где ограничения и пути для оптимизации. Ладно, мы простые смертные, но даже ФАС уже заявляла, что не будет индексировать тарифы на транспортировку газа для независимых, пока "Газпром" не начнёт предоставлять прозрачные данные.

Отдельная история - а какова "оптимальная" цена на газ. Есть мнение, что слишком дешёвый газ "развращает" потребителя. Часто приводится пример с парогазовыми ТЭС, которые при текущих ценах строить не выгодно - а дешевле электричество получается со старыми паросиловыми установками с меньшим КПД. Во только в США цены на газ низкие, а строят только ПГУ. Так может дело в другом всё же?
То же самое с отоплением. Текущие тарифы уже бьют по кошельку среднего россиянина. Может всё-таки нужнее нормативы по энергосбережению в строительстве, а не рост цен. Ведь когда новые дома строят с щелями и тряпками в стенах, никакой дорогой газ не поможет энергосберегать.

Наконец, экспортные производства с добавленной стоимостью (грубо говоря, газохимия). Мы много слышим о том, как важно это развивать, чтобы уходить от "торговли сырьём". Но наивно думать, что в остальном мире не рассуждают также. Газохимия и нефтехимия становятся конкурентными областями, где дешёвый газ - основное преимущество. А такого газа много и в США, и на Ближнем Востоке. Более того, с учётом климата энергоёмкость всей нашей экономики всегда будет выше при прочих равных, цена газа должна компенсировать и этот фактор. Чуть меньше эмоций и чуть больше цифр - в тексте.
https://ria.ru/20200130/1564017709.html

Существует мнение, что нефтегазовые компании инвестируют в "зелёную энергетику" в тех случаях, когда у них заканчиваются запасы нефти. В недавнем обзоре CMS эта гипотеза проверяется путём нанесения данных на график - по оси абсцисс - объём запасов, по оси ординат - доля инвестиций в ВИЭ от общего CAPEXa. Корреляция действительно существует, хоть и не очень сильная. На краях - с одной стороны испанская Repsol (компания уже провозгласила цель "net zero") с совсем слабыми запасами, с другой стороны - Saudi Aramco и ExxonMobil.
Источник: CMS, "Еnergy Transition: Evolution or Revolution".

Написал по поводу энергоперехода, в контексте трансформации нефтяных компаний от чисто нефти к ВИЭ и прочей новой энергетике. Разумеется сейчас этим аспектом озабочены иностранные, в первую очередь европейские компании, наши - пока по минимуму. Времени лет 20 есть но и трансформация эта очень медленная. Тема последнее время несколько раз поднималась как в СМИ напрямую, так и отраслевых обзорах. Очень многогранная история, сложно всё уместить в колонку. Тем не менее, немного по пунктам.

Сначала немного очевидностей. Отказаться от инвестирования в нефтегаз сейчас невозможно, дефицит будет почти моментальный. В результате, даже самые продвинутые с точки зрения энергоперехода нефтегазовые мейджоры вкладывают в зелень не более 15% от суммарных инвестиций. И даже у таких компаний (например Total) в результате к 2040 году ожидается только 15-20% выручки от "зелени". Про будущее распределение прибылей от разных направлений вопрос остаётся открытым.

Разумеется, есть противопоставление американских и европейских нефтяных ТНК: первые остаются преимущественно в нефтегазе, вторые - больше уходят в "зелень". Но при этом и американские компании (Exxon, Chevron), отказываются от части традиционной добычи в пользу сланца, у которых намного короче инвестцикл. То есть приобретают дополнительную гибкость.

При этом, важно что в нефти (в частности благодаря ОПЕК+) можно ожидать на среднесроке неплохие цены и высокую рентабельность вложений. Доходность вложений в "зелень" традиционно считается ниже (хотя нужно смотреть каждый случай отдельно), так как на фоне энергоперехода ВИЭ рассматривается как более низкорисковая история. В результате, компаниям нужно искать компромисс, чтобы сохранить прибыли.

Отдельная история - газ и СПГ. Хотя напрямую с ВИЭ это не связано, мы видим, что европейские компании (такие как Shell и Total) активно создают свои СПГ-портфели, делаю ставку на этот "переходный" вид топлива. И с учётом непростой ситуации на рынке СПГ, не получится ли так что доходы от "выгодной" нефть ещё многие годы будет компенсировать фин.результаты от дешёвого газа? Всё это риторические вопросы, будущее неизвестно - и даже несмотря на балансирующую роль "ОПЕК+" риски в нефтянке существуют как и недоинвестирования, так и переинвестирования. В любом случае, стратегии разных компаний сильно различаются, интрига кто окажется прав - сохраняется. Некоторые подробности - по ссылке.
https://ria.ru/20200207/1564354189.html