написал колонку, в качестве информповода взята новость про Baltic Pipe, а обсуждается в основном конфигурация российского газового экспорта в Европу на среднесрочную перспективу. https://ria.ru/20190205/1550386122.html

Написал немного про взаимоотношения в четырёхугольнике Россия-Саудовская Аравия-Катар-США, с нефтегазовой точки зрения, конечно. https://ria.ru/20190212/1550714883.html

Недавно прочитал, что по итогам прошлого года внутренние торги газом на питерской бирже СПбМТСБ упали на 25% и составили всего 15 млрд куб.м . Выглядит грустно, всё таки уже скоро пять лет как раскручивают эту площадку и успешный было рывок в первые годы очевидно выдохся. Но потом подумал: а могло бы быть по другому? "Роснефть" по итогам года показала небольшой рост добычи газа, но в эти консолидированные объёмы вписана доля в 2,2 млрд куб.м на египетском месторождении Zohr, без них получается даже падение добычи. Аналогично у "Новатека" - мы видим рост добычи газа на 5 млрд куб.м. Но в этих цифрах сидит 60% доли в "Ямал СПГ", за год по грубым прикидкам, доля "Новатека" там составила примерно 8 млрд куб.м, значит собственно во внутренней добыче - также падение. Ну а "Газпром", мы знаем, наращивает резко добычу второй год. И с чего бы развиваться бирже, а главное - за счёт каких ресурсов, учитывая что у независимых значительная часть газа уже идёт по долгосрочным контрактам. Парадокс: вроде как биржа нужна независимым как один из элементов либерализации рынка, но активности в этом направлении нет. "Новатек" сконцентрировался на СПГ, т.е. по сути росте добычи на экспорт, "Роснефть" - пока больше на нефти. Напомню, что в планах у "Роснефти" было добывать до 100 млрд в год (по сравнению с нынешними 60+), и в принципе два проекта - Роспан и Харампурское в ближайшие годы прилично добавят к газовой добыче этой нефтяной компании. Если всё не раскидают по долгосрочным контрактам с внутренними потребителями, может что-то и изменится на бирже.

Любопытная история про американский завод по сжижению Cameron LNG, который в ближайшее время запускается. Оказывается, EPC-контракторы этого проекта, Chiyoda и McDermott (СП 50 на 50) от стройки в минусе - ещё в октябре японская Chiyoda cообщила об убытках почти в миллиард (!) долларов (весь контракт - около 10 миллардов на всё СП) на фоне неожиданно высоких затрат на оплату труда при строительстве американского завода. У второй компании тоже списания около 160 млн, акции по этому поводу вчера обвалились на четверть. Со стороны ситуация напоминает картинку со сланцевой добычей, когда производство во время совсем дешёвой нефти кое-как существовало, но сопровождалось продавливанием по цене сервисников. CAPEXы американских заводов по сжижению, как известно, самые низкие в мире, отчасти это связано с использованием во многих случаях старых терминалов регазификации, но может и из подрядчиков выжимают лишнего? Нужно последить ещё, конечно. Дополнительную интригу создаёт и тот факт, что среди акционеров завода Cameron LNG - Mitsubishi (правда с небольшой долей), которая одновременно является и крупнейшим акционером Chiyoda. http://www.globalconstructionreview.com/news/expensive-louisiana-labour-costs-japans-chiyoda-al/

Написал немного про импортозамещение в сфере производства оборудования для СПГ. Текст относительно простой, для тех, кто следит за всеми подробностями в этой области, но достаточно актуальный: "санкции на СПГ" вполне возможны, поэтому импортозамещать нужно начинать побойчее. А пробуксовки там есть, судя по недавним новостям (в тексте есть ссылка).https://ria.ru/20190222/1551219824.html

Вчера "Интерфакс" написал, что экспорт "Газпрома" свыше 200 млрд был достигнут благодаря тому, что крупный объём (несколько млрд куб.м) в самом конце декабря были проданы трейдинговому подразделению самой компании, Gazprom Marketing & Trading, из европейских хранилищ. Т.е. в рамках продаж в пределах Группы. Действительно, в последнем квартале прошлого года динамика экспорта стала ухудшаться, и многие наблюдатели опасались, что на 200 млрд выйти не удастся. А цифра - красивая и анонсированная, так что описанное развитие событий выглядит логично.
В принципе, различия в учёте и разные способы представления данных у "Газпрома" не новость, много писал об этом ранее.
Возникает вопрос, как к этому всему относится? Всё зависит от того, с какой стороны посмотреть. Во-первых, отметим, что была произведена перепродажа газа, который уже находился на территории Европы. Т.е. с точки зрения ФНС и граждан РФ экспорт уже был произведён и экспортная пошлина будет уплачена.
С точки зрения "Газпрома" вероятно, внутригрупповые продажи повлияют на объём реальных продаж и прибыль. Но т.к. речь идёт о 2% от объёма экспорта, то это в пределах колебания цен и курсов, и в явном виде этого мы не увидим.
К сожалению, истинный объём продаж российского газа в Европу в 2018 году мы скорее всего не узнаем. В отчётности будут продажи Группы, и они с высокой вероятностью будут в любом случае больше 200 млрд, т.к. "Газпром" также занимается и трейдингом чужого газа в Европе. И будут т.н. продажи по контрактам "Газпромэкспорта", которые традиционно можно было ассоциировать с продажами непосредственно российского газа за отчётный год, но сейчас, в связи с указанными перепродажами, тут возникают вопросы.
Из российской таможенной отчётности мы тоже не сможем понять реальный объём, т.к. оттуда вычитается реэкспорт среднезиатского газа, по которому экспортной пошлины нет (в принципе, объём реэкспорта есть в годовых отчётах "Газпрома", но цифры с таможенной статистикой и объёмом экспорта из РФ не всегда не бьются).
С другой стороны, а откуда вообще этот перепроданный газ, который хранился в европейских ПХГ? Вероятно, он был закачен "Газпромом" в течение прошедшего года (пишут о росте поставок в декабре), т.е. опять же с точки зрения влияния на российский газовый экспорт всё честно. В самом широком смысле, речь идёт о той проблеме, что уже обсуждали чуть ниже: отбор из ПХГ этой зимой меньше нормы, а значит объём экспорта-2019 под угрозой. Т.е. рекордные 200 млрд прошлого года честные, но они создадут проблемы экспорту-2019.
Ну и самый главный вывод, для тех, кто окончательно запутался - определённая путаница в цифрах - это норма. Много вариантов учётности и отчётности, к которым добавляется желание компании (любой) выставить результаты в наиболее приглядном виде. С развитием трейдинга , зарубежных подразделений, жонглировать цифрами стало намного проще.
https://www.interfax.ru/business/651932

Ну и дела, американская компания Cheniere Energy, пионер американского экспорта СПГ и владелец большей части экспортных производств, подала в суд на своего бывшего руководителя Ш.Суки, который ушёл ещё в 2015 году "из-за разногласий по планам развития" и вскоре основал собственную компанию Tellurian, также с же планами по экспорту СПГ.

Кто тут прав, кто виноват, нам естественно понять невозможно. Но почему претензии появились именно сейчас, спустя три года после расставания? Возможно, дело в том, что Tellurian планирует запустить в этом году собственный проект Driftwood LNG, который становится прямым конкурентом расширению проектов Cheniere Energy. Недавно стало известно, что в шорт-листе Саудовской Аравии по возможным инвестициям в американсий СПГ есть и Driftwood LNG. А может, это просто совпадение.

Напомню, что бывший глава Chesapeake, ещё одного пионера отрасли, но не в сфере экспорта СПГ, а в сфере сланцевой добычи газа, в своё время попал под расследования регулятора, а три года назад погиб в автокатастрофе.

А вчера WSJ написала, что все эти пожары в Калифорнии, о которых мы слышим последние годы - прямое следствие хронических недоинвестиций в линии электропередач уже ставшей печально известной электроэнергетической компании PG&E (как источник основных проблем упоминается высококовольтная линия, которой 100 лет, к сожалению полный текст только по подписке).

Разумеется, это не пост о том, что "у них" всё плохо, а "у нас" всё хорошо, а лишнее напоминание о том, что разного треша более, чем достаточно абсолютно везде на планете.
https://www.reuters.com/article/us-cheniere-energy-lawsuit/lng-exporter-cheniere-sues-former-ceo-souki-idUSKCN1QF29W

Сегодня все пишут о возможных закупках СПГ Китаем у американской Cheniere Energy в рамках торговой сделки. Сумма - 18 млрд долл. Выглядит солидно. Но вопросов пока больше, чем ответов, в разных местах встречаю разные трактовки. Первоисточник - статья в WSJ, но это не главная тема статьи, поэтому формулировки размытые.

Во-первых, разве 18 млрд долларов годовой объём контракта, как предположили некоторые коллеги? В таком случае 18 млрд соответствуют по цене объёму поставок свыше 60 млрд куб. в год! Это нереально, такой объём немногим меньше мощности всех строящихся американских заводов.

Контракты у Cheniere обычно двадцатилетние, т.е скорей всего речь идёт о примерно о 3-4 млрд кубометров в год, а зависимости от точной цены и условий поставок (FOB или с доставкой).

Далее, про загадочные 3 млрд долларов, которые должны инвестировать китайские банки. Здесь почему-то существует трактовка, что это инвестиции в терминалы по приёму СПГ, но для 3 млрд кубометров это очень большие инвестиции в терминалы по регазификации (да и для таких объёмов можно найти мощности и в рамках строящихся терминалов). А вот в качестве инвестиций в производство по сжижению мощностью в 3 млн тонн в год (или чуть больше всё тех же 4 млрд в пересчёте на газообразное топливо), эта сумма вполне подходит.

Итого: вероятней всего, объём поставок в рамках договорённостей не очень большой - в районе 3 млрд куб.м в год (нам в плюс), но китайские компании будут инвестировать непосредственно в американский завод СПГ (нам в минус).

Самый убойный вариант, что 3 млрд долларов - это действительно инвестиции КНР в терминалы по приёму, а инвестиции эти столь велики, т.к. объём поставок действительно будет 60 млрд куб.м в год. Но рассматриваю этот вариант как крайне маловероятный. https://yangx.top/needleraw/835

Скажем прямо, "Ямал СПГ" сейчас на 100% работает на Европу, и сколько это продлится - пока непонятно. Но даже если бы завод по сжижению отправлял свой СПГ исключительно в АТР, это также бы оказывало бы давление на мировой рынок СПГ, а через это - на поставки трубопроводного газа в Европу.
Любой новый газ (что СПГ, что труба, что в ЕС, что в АТР) будет давить на поставки по другим направлениям, но это не повод не запускать новые производства. Последний раз проговорим - и забудем на полгода-год или два, пока начинающийся "мини-избыток" (надеюсь) СПГ не исчезнет. А потом всё наладится.
https://ria.ru/20190306/1551561055.html

Посмотрел, что там у сланцевиков. Не успел добавить в колонку последнюю новость: к ExxonMobil и Сhevron, с их планами всерьёз заняться сланцами и фактически перехватить эстафету добычи у относительно небольших компаний, присоединилась и Shell. https://ria.ru/20190314/1551763655.html

СПГ и/или трубопроводный газ

Флеш-интервью

Александр Собко, эксперт по газу:

- Существует ли, на Ваш взгляд, конкуренция между российскими СПГ и трубопроводным газом? На каких рынках эта конкуренция вероятнее всего?

В условиях глобализации мировых газовых рынков за счет гибких объемов СПГ любые дополнительные поставки газа в той или иной степени будут конкурировать между собой. Но в базовом сценарии сбалансированного рынка Европа в любом случае не хочет значительно увеличивать зависимость от российских поставок трубопроводного газа, стараясь, чтобы они не на много превышали текущие 200 млрд кубометров. И в этих обстоятельствах российский СПГ будет дополнять трубопроводные поставки. Напротив, в период избытка СПГ на рынке, российский сжиженный газ в той или иной степени будет конкурировать на европейском рынке с российским же трубопроводным газом (т.к. Россия последние годы поставляет больше, чем контрактный объем «бери-или-плати»). Но это неизбежная ситуация: даже если российский СПГ ушел бы не в ЕС, а на рынки АТР, то он бы вытеснил оттуда часть СПГ других поставщиков, которые пришли бы в Европу.

- В США построено большое количество СПГ-заводов. Страна нацелена экспортировать газ. Как Вы оцениваете в этой связи риски для российского СПГ? Существует ли опасность проиграть конкуренцию?

Полная себестоимость российского и американского СПГ близки (около $7-8/млн БТЕ в АТР) - в России дешевый газ, но дорогая транспортировка (из Арктики в АТР), в США - газ дороже, но транспортировка дешевле. Кроме того, в США дешевле стоимость строительства самого завода, - за счет того, что оборудование и технологии не приходится импортировать, а климатические и логистические условия строительства более комфортные. Рецепт здесь один - повышение эффективности и контроль над расходами. Свою роль в снижении себестоимости должно сыграть и увеличение доли российского оборудования, но эффект этот будет заметен только в случае масштабного производства.

- В декабре 2019 года начнутся поставки российского трубопроводного газа в Китай. Готов ли Пекин закупать и СПГ?

Конечно, после запуска российского трубопроводного экспорта в КНР темпы спроса на СПГ снизятся, это заложено во всех прогнозах. В то же время нужно помнить, что на полную мощность в 38 млрд куб. м экспорт выйдет через несколько лет, а первые год-два он составит 5-10 млрд кубометров. Такие объемы в первые годы не повлияют существенно на импорт СПГ Китаем, а если говорить о перспективе уже нескольких лет, то там неопределенности добавляют самые разные факторы, напрямую не связанные с экспортом российского трубопроводного газа.

Небольшой комментарий по газовым делам коллегам из канала журнала "ТЭК России"

И ещё раз к вопросу о необходимой консолидации для более-менее успешной сланцевой добычи нефти в США, некоторые небольшие производители не ждут, пока их скупят гиганты отрасли, а сами хотят скоординировать усилия. Обе компании работают на месторождении Permian. https://www.bloomberg.com/news/articles/2019-03-18/carrizo-oil-is-said-to-weigh-deal-with-rival-explorer-sm-energy

Обобщил все новости по второй нитке "Турецкого потока" за последние месяцы. Маршрут вроде уже очевиден, хотя последние неожиданные заявления болгарской стороны (не будем брать компенсацию за прекращение транзита по старому маршруту только в том случае, если будет построен новый) говорят о том, что неопределённости всё равно сохраняются. https://ria.ru/20190322/1551989390.html

Сразу три интересных новости по СПГ пришли за вчера и сегодня.

1. Почему-то мало обсуждают вчерашнюю статью в "Коммерсанте" о том, что у "Газпрома" сменилась концепция по строительству завода СПГ на Балтике, теперь всё это в синергии с комплексом газопереработки, но главное - непонятно, остаётся ли место для Shell в качестве партнёра (заявлен новый партнёр - "Русгаздобыча"). Тут можно много что обсуждать (например, кап.затраты то будут снижаться с окончанием мегастроек трубопроводов - похоже уже не факт?), кто интересуется и пропустил - обязательно почитайте. В контексте завода СПГ возникают вопросы: если без Shell, то кто будет давать технологии сжижения. И какая уже общероссийская стратегия развития собственной индустрии оборудования для СПГ будет выбрана: (1) создание двух альтернативных проектов, тезисно - это ("Новатек", Total, технологии Linde плюс доведение своей технологии "Арктический каскад") и ("Газпром", Shell, частичная локализация шелловской технологии DMR, о чём уже заявлялось). Или же (2) ставка на один вариант, чтобы создать необходимый объём для более быстрой окупаемости. Но и риски тут больше, если вдруг что-то пойдёт не так.

2. Shell договорилась покупать у американской NextDecade СПГ (завод в проекте, инвестрешения нет), 2 млн т в год в течение 20 лет. Всё как обычно, но! на 75% цена СПГ индексируется к цене нефти Brent, и только на 25% к цене американского Henry Hub. До этого весь американский СПГ покупался с привязкой к внутриамериканским ценам на газ, сейчас мы видим разворот к старым принципам. Риски (разница в ценообразовании себестоимости и цене продажи) берёт на себя продавец СПГ (владелец завода), а не трейдеры, как это было ранее.

3. "Новатек" договорился с Vitol о продажи 1 млн т с "Арктик СПГ-2", забирать свой СПГ трейдер будет из Мурманска (а не из Европы), т.е. перевалочному центру быть, а в перспективе возможно и с Камчатки. Доплачивать европейским СПГ-терминалам за перевалку, по крайней мере для СПГ с Арктик СПГ-2, надеюсь уже не будут.

Существует мнение: а нужна ли нам своя газовая турбина, ведь провозимся ещё 5-10 лет с локализацией, а в дом уже стучится новая энергетика ит.д. Уверен - нужна: страна у нас холодная, газа - завались, поэтому что бы там не было с новой энергетикой, газовая база должна быть. И всё, что касается газа, также должны уметь делать сами. Тем более, что парогазовые станции, как манёвренные, необходимы и в энергосистеме с растущей долей ВИЭ. https://ria.ru/20190404/1552354992.html

Уже можно сказать, что в первом раунде "ценовой войны" "Газпром" отошёл в сторону: не стал демпинговать и сильно наращивать поставки сверх контрактных объёмов по спотовым ценам с тем, чтобы удержать свои "200 млрд" в годовом исчислении. В дальнейшем это будет сделать сложнее: зима, хоть и тёплая, заканчивается, запасы газа в Европе остались сильно неизрасходованными, плюс в каком-то виде остаётся навес из нескольких миллиардов, купленных в конце декабря "сами у себя". В результате, спотовые цены удерживались на уровнях 4,5 долл. за млн БТЕ, что уже "на пределе" но позволяет пока не прекращать поставки с американских заводов СПГ.
Парадоксальным образом, "Газпром" помог здесь и "Новатеку" - первые объёмы с "Ямал СПГ" были "досрочными", а потому шли не по долгосрочным контрактам (где много нефтяной привязки), а на спотовый рынок. При этом "Газпром" заработал больше, чем годом ранее за тот же период, за счёт того, что сохранил нефтяную индексацию. Некоторые подробности и обсуждения - расписал по ссылке.
https://ria.ru/20190410/1552527307.html

Конкуренция majors по-американски. Недавно обсуждалось, что Chevron и Exxon активно идут в сланцевую добычу нефти и, судя по опубликованным планам, каждая из компаний хочет вырваться в лидеры - планы по добычи примерно по 1 млн б/д у каждой к середине 2020-х годов по сравнению с 200+ тыс. сейчас. А сегодня стало известно, что Chevron покупает Anadarko (цена вопроса - $33 млрд). C таким приобретением Chevron может вырваться вперёд - только в Техасе у Anadarko добыча 70 тыс. б/д. Отчасти сделка напоминает покупку Exxonом компани XTO Energy, которая и сейчас обеспечивают значительную часть сланцевой добычи Exxon, правда было это достаточно давно - мотивация была связана с доступом к технологиями, которыми владели тогда небольшие компании.

Но и это ещё не всё, самое интересное для любителей СПГ. Если сделка состоится, Exxon и Chevron начнут плотно конкурировать в Мозамбике - и Exxon и Anadarko являются операторами двух проектов заводов по сжижению в Мозамбике, ни по одному из которых не приняты инвестрешения, а мощности сопоставимы (12-15 млн т каждый).

Эта прекрасная история началась ещё прошлой осенью, когда японская Toshiba предложила китайской ENN доплатить (!) $800 млн, лишь бы китайцы забрали на себя все обязательства, в которые японская компания попала с американским СПГ. Продолжение в конце прошлой недели оказалось ещё интересней, китайцы, сначала вроде как согласившиеся, передумали и сказали: "спасибо, не надо".https://ria.ru/20190415/1552677200.html

Пропустил, оказывается с 1 апреля "Газпром" публикует свой индекс, на основе сделок на электронной торговой платформе: "Индекс ESPGazEX за определенный месяц рассчитывается как средневзвешенная цена всех сделок на ЭТП с поставкой в соответствующем месяце, совершенных до даты публикации индекса. С 1 апреля индекс будет публиковаться на странице ЭТП и обновляться еженедельно. Индекс будет указан в евро и в рублях."

За апрель индекс сейчас составляет 16,47 евро за МВт-ч. Это очень близко к текущим спотовым ценам на TTF. Но как наиболее корректно сравнивать с европейскими ценами (где наиболее репрезентативной всё же является цена фьючерсного контракта для следующего месяца) ещё нужно сообразить.

В любом случае, эта история подчёркивает растущее многообразие ценовых привязок для газа. Сходу можно назвать несколько пунктов, причём каждый легко разбивается на подпункты.

1. Контракты с нефтяной или нефтепродуктовой привязкой - и для газа и для СПГ. Причём это, строго говоря две разные истории, так как временные лаги у этих двух типов контрактов отличаются.

2. Контракты с привязкой к биржевым ценам в Европе для газа и СПГ, и с привязкой к ценовым индикаторам (JKM) для СПГ в Азии.

3. Контракты с привязкой к углю - считались атавизмом и кое-где существовали для старых контрактов на поставку сетевого газа, как вдруг на днях был заключён договор на поставку СПГ для Tokyo Gas (продавец - Shell).

4. Контракты на американский СПГ, основанные на формуле цена газа в США плюс стоимость сжижения, казалось бы, "перевернули рынок", но последнее время наблюдается отход от них - и дело не только в недавнем контракте на продажу американского СПГ с привязкой к ценам Brent, но и в целом привязка к Henry Hub становится не так очевидна: покупателям проще найти в США "свой" газ, а завод по сжижению использовать на толлинговой схеме.

5. Наверное ещё где-то остались старые контракты на поставку по фиксированной цене (3-4 долл. за млн БТЕ), но и эту историю списывать в утиль рано: американская Tellurian предлагала по 8 долл. за млн БТЕ свой будущий СПГ, правда покупателей не нашлось, но идея фиксированной цены жива.

6. "Газпром" продаёт газ на своих аукционах (обычно в евро, но был случай и в рублях), запускает индекс. В перспективе возможны какие-то российские индикаторы и на СПГ на Балтике.

7. Если же говорить о ценовых привязках в рамках конкуренции между разными подставками газа (СПГ), то это не только минимальная цены продажи, но и конкуренция себестоимостей. А тут масса вариантов как её считать: и дело не только в расчёте по текущим и полным издержкам. В sunk cost (понесённые расходы, которые списываются в рамках краткосрочных издержек) можно при желании, к примеру, поставить расходы (точнее долю CAPEX в них) на транспортировку по российским газопроводам, а можно и не поставить. Я бы ставил, что резко снижает себестоимость российского газа по краткосрочным издержкам.
В общем, "пусть цветут сто цветов".