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

Написал немного про "армагеддон" на газовых рынках. Понятно, что среди причин - "идеальный шторм" - тёплая зима, избыток СПГ на рынке, заполненные из-за ожидания кризиса укр.транзита ПХГ в Европе, и конечно, коронавирус. К этому можно добавить и сверхнизкие цены (1.8 долл. и ниже) на газ в США (причины там всё же внутренние), из-за которых американский экспорт СПГ не останавливается даже при цене СПГ на мировых рынках в $3/млн БТЕ. Хотя, по хорошему - 3 доллара это "справедливая" внутренняя цена в США, чтобы производители могли зарабатывать и не находились в предбанкротном положении, как сейчас.

На этом фоне сверхнизких цен следует помнить, что по-прежнему значительные объёмы СПГ продаются с "нефтяной" ценовой привязкой. И если в январе средняя цена спот на СПГ в АТР была на уровне 4.7 долл, то "нефтяной" СПГ продавался по 9 долл. А это уже прилично и выгодно почти для всех производителей. Конечно, в этих средних цифрах много "старых" контрактов, где привязка к нефти на уровне 0.15 (то есть при нефти 60, цена за СПГ = 9). Но даже для новых контрактах, с привязкой 0.11 нефтяная индексация для производителей СПГ намного приемлемей.
Причины понятны - на нефтяном рынке ОПЕК+ старается защищать ценовые уровни, а на газовом рынке "газовой ОПЕК" не просматривается, но просматриваются ценовые войны.

Таким образом, как мне кажется, самое любопытное сейчас на рынке СПГ - это будет ли продолжаться расширение "спота" в новых контрактах (в русле, казалось бы, понятной тенденции на "независимость" газа от нефти), или же на фоне волатильности в газе и более-менее стабильности в нефти мы увидим всё же для новых контрактов "нефтяную" привязку, пусть и с меньшим коэффициентом привязки, чем раньше.
Показателен пример с "Новатэком". Две относительно старые новости прошлого года, на которые ещё тогда обратил внимание.
Февраль 2019: 50% с "Арктик СПГ 2" будет продаваться по "споту".
Октябрь 2019 - "нет конкретных решений по доле "спота", однако такие продажи будут в общем производстве". И это ещё до текущих сверхнизких цен, просто к октябрю стало очевидней чем в марте, куда уходят цены из-за избытка. Чуть подробней обо всём этом - как обычно в тексте.
https://ria.ru/20200212/1564565365.html

И немного вдогонку к предыдущей заметке. В ней упоминалось, что далеко не все участники рынка СПГ и газа афишируют соотношение продаж по цене спот/нефтяная привязка. И буквально вчера вечером, вот такую картинку раскрыл "Газпром" на своей презентации в рамках дня инвестора. "Нефтяной" индексации осталось всего лишь около трети, остальное по сути - разные варианты привязки к европейским хабам, то есть биржевые цены в ЕС. (данные по 1-3 кв. 2019 года). Если не ошибаюсь, такой большой пропорции цен хабов в общем объёме продаж "Газпром" ещё никогда не афишировал. В общем, ссылки на то, что биржевые цены на дне, но фин.результат "Газпрома" может оказаться получше за счёт нефтяной привязки уже неуместны. Тем более, что "нефтяная" привязка - это, вероятно, в основном страны юго-восточной Европы, и там уже тоже маячит пересмотр (про Болгарию вчера были новости). Ну хоть прикидывать будет проще.

Заглядывая на год вперёд. Любопытно, что в качестве сроков запуска "Северного потока-2" официальные лица последнее время называют "конец 2020 - начало 2021 годов". Известно, что уже в 2021 году объём транзита через Украину "качай-или-плати" снижается с 65 до 40 млрд, за дополнительные объёмы цена выше. Да и зачем переплачивать, логично успеть запустить к тому времени свою трубу. Будет она запущена к тому времени или нет (думаю будет), сейчас не так важно, важно, что для фин.результатов "Газпрома" желательно начать прокачку по СП-2 до конца текущего года. И в рамках словесных интервенций именно это логично сообщать внешним наблюдателем. Причиной неожиданных прогнозов запуска в начале 2021 года, подозреваю, может быть следующая: здесь намёк на то, что если запуск "СП-2" будет только в первом квартале 2021 года, то всё равно качать свыше оплаченных 40 млрд через Украину "Газпром" не захочет. А значит, можно ждать лёгкий дефицит следующей зимой (не верю, что все зимы теперь будут такими тёплыми), так что не ленитесь, дорогие европейцы, ещё раз заполнить свои хранилища на 100%. Всё это хоть какая-то поддержка ценам и спросу.

Сам "Газпром" наверняка сделает именно это, ещё раз заполнит "свои" объёмы в евопейских ПХГ по максимуму этим летом. Всё ж таки, во-первых, таким образом ему удаётся зачесть такой газ в экспорт текущего года. Во-вторых, если следующей зимой действительно придётся чуть подождать запуска СП-2 и не наращивать транзит через Украину свыше 40, то нужно обеспечивать и обязательства по контрактам. Вопрос дефицита нескольких миллиардов кубометров в первом квартале легко решается через отгрузку этих запасов из европейских хранилищ.

Написал немного про водородную энергетику. Как можно заметить из ряда публикаций, сейчас разгорается "битва" между "голубым" (паровая конверсия метана + CSS) и "зелёным" (электролиз воды) водородом. Но очевидно, что основной интерес Европы именно в "зелёном" водороде, точнее решения проблемы накопления энергии ВИЭ, что предполагается делать через водород. Поэтому "голубой" и остальные водороды (на начальном этапе, может быть, даже и "серый" допустят) - они для создания масштаба инфраструктуры и прочее-прочее. Впрочем, если "голубой" водород докажет свою конкурентоспособность - то почему бы и нет?

Проблема однако в том, что если говорить про генерацию, то и сейчас природный газ едва проходит по себестоимости (его плюс только в стабильности), если добавить к этому CCS (которые не взлетают уже много лет по всему миру), то какая цена будет? Разумеется, "зелёный" водород ещё дороже, но там задачи другие (накопитель для ВИЭ), и во многом политические - его себестоимость (точнее электроэнергии из него) нужно сравнивать уже скорее со стоимостью аккумуляторных систем. Где-то на том уровне оно и получается.

Остаюсь скептиком идеи решения непостоянства через зелёный водород, всё ж таки это очень дорого, и главное - огромные потери энергии ВИЭ (в лучшем случае 50%, но думаю по факту больше) при двойной конверсии. Плюс к тому, капексы электролизёров добавляют цену. Какая реальная цена - вопрос открытый, многое зависит от КИУМ электролизёра - так для нестабильной выработки нужен и запас по мощности электролизёров. Отчасти обратная ситуация с бекапом ТЭС.

А причём здесь Россия? "Газпром" уже не скрывает и прямо говорит в своей последней презентации, что в своих долгосрочных планах хочет поставлять на рынок водород, на первых порах в смеси с метаном. Но "серый" водород никто брать не будет, это очевидно, а "голубой" может оказаться слишком дорог, чтобы стать конкурентоспособным. И есть все основания предполагать, что "Газпром" надеется реализовать в промышленных масштабах вполне рабочую в лабораторных условиях технологию пиролиза -прямого разложения метана на углерод и водород. В таком случае, на выходе имеем нулевой выброс углекислоты и десятилетия спроса на газ без оглядки на климатическую повестку.

По большому счёту, у европейской энергосистемы есть два пути решения проблемы непостоянства ВИЭ 1) Ограниченные объёмы ВИЭ (чтобы на максимуме удовлетворять весь спрос) + газовая генерация для бэкапа провалов ВИЭ-выработки. 2) Избыточные объёмы ВИЭ + "зелёный" водород в качестве накопителя. Вторая история очевидно дороже, но приемлемей в контексте климатической повестки. На деле же, конечно, будет смесь этих подходов. Если удастся провернуть первый вариант на пиролизном водороде, то в выигрыше будут все. Ну а возможность подмешивания водорода в смеси с газом даёт возможности плавного перехода. В тексте - чуть подробней по фактологии, но чуть меньше по рассуждениям.
https://ria.ru/20200220/1564978405.html

Написал небольшой апдейт про ситуацию на рынке СПГ. Последние наиболее хайповые новости - о том, что испанская Naturgy (бывшая Gas Natural) отказалась от двух грузов американского СПГ - конечно, тоже поставил. Но честно говоря, то, что мировые цены на СПГ на пределе покрывают даже операционные расходы при производстве СПГ из американского газа, было понятно достаточно давно. Особенно сейчас, когда цены Henry Hub из-за прогнозов похолодания оттолкнулись от дна в $1.8 за млн БТЕ и движутся в сторону $2. Расчёт прост. Добавляем к этой цене 15% (операционные расходы на сжижение) и 1 доллар доставки до Европы. Получаем $3,3/млн БТЕ операционной себестоимости, а цены в Европе сейчас на уровне $3. (В АТР цены такие же, но доставка дороже). Не забываем, что в любом случае импортёры ам.СПГ платят фиксированную стоимость сжижения 2,25-3,5 доллара (для Naturgy - цена 2,5), вне зависимости от того, покупают ли они СПГ или нет. То есть полная себестоимость уже давно убыточная по отношению к цене реализации по спотовым ценам.

Гораздо любопытнее на мой взгляд, всё же обсуждать перспективы. И тут, в первой половине 2020-х можно будет ожидать передышку в постоянном "избытке" и выправление цен. Заводы строятся 4-5 лет, инерция здесь велика, и так же, как массированные инвестиции в 11-15 годах обеспечили текущий избыток, так и недоинвестирование в 16-18 годах приводит к минимуму запусков новых заводов в 2021-2024 годах и выправлению текущих дисбалансов. Но уже в 2025 году сразу резко нарастят выпуск заводы соответствующие рекордным инвестрешениям прошлого года. Сейчас желательно всем участникам рынка сделать перерыв, чтобы размазать новое предложение более ровным слоем на 2ую половину 2020-х годов и не допустить нового сверх избытка в 2025-2026 годах. Поэтому очень позитивно выглядят недавние новости о том, что Катар задерживает выбор западных партнёров в своих новых проектах, а значит, откладываются и инвестрешения. Объёмы расширения там приличные. Из крупных объёмов остаются также США, мотивация усилить экспорт, чтобы связать избыток газа на рынке есть (парадоксально, но через 4 года, когда завод построят, избыток исчезнет по другим причинам), поэтому будем наблюдать. Подробнее - в тексте.
https://ria.ru/20200223/1565096137.html

Небольшая иллюстрация, по следам недавней заметки про энергопереход и нефтяные компании. На картинке выше - график акций компании ExxonMobil. Что такого, можно сказать? Коронавирус, фондовые рынки + нефть валятся, соответственно нефтяники чувствуют весь этот негатив вдвойне. Но дело в том, что ни в ни в 2008, ни 2014 году, когда видели нефть и пониже, такого падения не было. В чём причина. Одна из причин, что компания, хоть и платит высокий дивиденд (при нынешних ценах это уже 6,5% от цены акции в валюте) фактически делает это в долг (см. циферки справа: EPS - прибыль на акцию, можно сравнить с дивидендом). При этом, Exxon является т.н. дивидендным аристократом, т.е. планомерно ежегодно повышает объём див. выплат, и не собирается отказываться от этой практики. Таким образом, компания отчасти загоняет себя в угол.

Но понятно, что высокая див. доходность - это уже производная величина. Компания платит тот или иной дивиденд, а дальше котировки подстраиваются к этой величине таким образом, что див.доходность отражает риски. И 6% валютной доходности на фоне того, что ставки по резервным валютам движутся в область нуля, говорит о том, что риски эти существенные.

Причины скепсиса могут быть разные. О дивидендах в долг уже было сказано. Кроме того, есть вопрос качества запасов (для возврата к устойчивому развитию необходима заметно более дорогая нефть). Здесь, кстати, стали уже популярны рассуждения о том, что вот, мол, Exxon уходит в "убыточный сланец", распродаёт традиционные нефтяные активы по миру, что критично выглядит в глазах инвесторов и отражается на котировках. Не уверен, что этот фактор уже влияет или повлияет, ведь пока сланцевой добычи (около 200 тыс. б/д) немного по отношению к общему объёму, хотя в планах Exxon кратно нарастить объёмы сланца в ближайшие годы. Но есть и такая версия.

Ну и конечно, энергопереход, в результате риски нефтянки при провалах цен на нефть выглядят уже выше, чем в 2008 и 2014 году. Вне зависимости от объективной реальности и будущего, которое неизвестно, это риски в головах владельцев акций ExxonMobil да и другой нефтянки. Специально посмотрел, у других глобальных нефтяников, активней инвестирующих в энергопереход (там тоже высокий дивиденд), похожая динамика падения: тут, в причинах, может быть, и всё же пока малая доля ВИЭ (в выручке и прибыли нефтяники остаются нефтяниками), и рост доли "проблемного" сейчас СПГ. Спекуляций можно разводить много.

P.S. Любопытно, что на этом фоне, наша "нефтянка" держится почти как скала, правда в рублях. Возможно даже слишком оптимистично. Причины понятны - более высокое качество запасов, за счёт особенностей налоговых изъятий меньшая чувствительность к ценам на нефть, за счёт ослабления курса национальной валюты "рублебочка" проседает не так сильно. И, конечно, во многих случаях высокий дивиденд с отчислением в виде около 50% прибыли, есть определённый запас прочности (а не больше 100%, как в том же Exxone). Не является инвестрекоммендацией.