Написал статью по делам американского СПГ в «Нефтегазовую вертикаль», к сожалению она по подписке. Но многое на канале обсуждалось ранее, выложу фрагмент из наблюдений, которые ещё не обсуждали.

“Но появляется еще одна особенность новой волны американского СПГ, если эта волна действительно состоится. Компании, занимавшиеся в США исключительно газодобычей, планируют идти в сектор СПГ. Причины понятны. Газодобытчики получают сейчас хорошую прибыль, когда стоимость реализации газа оказывается в три раза выше себестоимости. Правда, частично, эти сверхдоходы оказались недополучены из-за неудачного хеджирования. Сверхвысокие цены на газ заставляют задумываться о вертикальной интеграции с тем, чтобы меньше зависеть от колебаний внутренних цен. К примеру, компания Cheasapeake Energy, пионер сланцевой добычи газа, которому тем не менее пришлось пройти процедуру банкротства, при текущих ценах вновь себя чувствует настолько уверенно, что недавно объявила о поиске консультанта для выхода на рынок СПГ. EQT, крупнейший газодобытчик США, также ранее заявлял о подобных планах. Такой же подход хотят осуществить Coterra Energy и Devon Energy."

Впрочем, пока это всё планы, ни один из добытчиков пока не продвинулся в своём проекте СПГ или сотрудничестве с другими участниками (это наиболее вероятный вариант). Тут вновь стоить напомнить и про пример Tellurian, который изначально создавал такую модель с сжижением газа собственной добычи (не будучи классическим добытчиком, он уже продаёт немного газа своей добычи, пока завода нет) Но инвестрешение не принято даже здесь.
http://www.ngv.ru/magazines/article/gaz-bez-obyazatelstv-es-zhdet-novyi-spg-no-nichego-ne-obeshchaet/

США начали борьбу с китайским литием

Написал немного по литию и электромобилям к контексте ухода от глобализации и нарастающей регионализации мировой экономики и торговли. Кратко тут, подробней + все гиперссылки — как обычно в материале на сайте.

Одной из нашумевших историй здесь стало решение китайской компании CATL отложить строительство завода по производству аккумуляторов для электромобилей в США после визита Н.Пелоси на остров Тайвань. CATL - крупнейший производитель аккумуляторов для электромобилей, на него приходится свыше трети от всего этого рынка.
Чего больше в этом решении? Демонстрации позиции в принципиальный момент (что важно внутри Китая) или опасений за долгосрочную судьбу своих инвестиций в США?

При этом, есть причина, почему CATL хотела бы инвестировать в США. Во вторник Д.Байден подписал так называемый Inflation Reduction Act. Он в частности резко меняет ситуацию с налоговыми льготами на покупку электромобилей в США. Налоговая льгота (до 7500 долларов) будут выделяться только в том случае, если не менее 40% материалов для аккумуляторов будут производиться в США или в странах, с которыми заключено соглашение о свободной торговли (в случае лития — это Чили, Австралия, Канада). Для Аргентины прописано исключение. А уже к 2026 году доля таких материалов должна вырасти до 80%. Кроме того, и сами электромобили должны будут произведены в Соединённых Штатах.

Фактически, США хотят, насколько это возможно, создать полный производственный цикл на своей территории или территории дружественных стран. Новый закон в США «напряг» практически всех участников рынка. Горнодобывающие компании уже думают, как оперативно нарастить объёмы добычи в «правильных» странах. Переживают и азиатские производители автомобилей. К примеру, Hyundai, производит почти все продаваемые в США и ЕС электромобили непосредственно в Корее, которая в свою очередь на 80% зависит от поставок гидроксида лития из КНР. На корейских же производителей аккумуляторов приходится треть глобального рынка. Примерно такая же зависимость от китайских поставок гидроксида лития и у японских производителей.
Аналогичные опасения высказывает Евросоюз. Еврокомиссия ранее уже просила убрать дискриминационные по отношению к произведённым в ЕС электромобилям поправки. Кстати, CATL, поставившая на паузу строительство завода аккумуляторов в США, уже анонсировала аналогичное производство в Венгрии с инвестициями свыше 7 миллиардов евро.

Отдельная история — переработка сырья. Здесь и далее, говоря о переработке, мы имеем в виду не вторичную переработку аккумуляторов, влияние которой на рынок пока невелико, а доведение литиевого сырья до необходимых соединений и чистоты. В США не скрывают, что одна из задач нового решения — не только опора на собственную добычу полезных ископаемых и добычу в дружественных странах, но и снижение зависимости от Китая. КНР — достаточно крупный добытчик лития, но всё же находится на третьем месте после Австралии и Чили. А с учётом высокого внутреннего спроса, казалось бы, переживать особо не о чем. Но Китай — лидер по переработке. На Китай приходится свыше 60% от всех глобальных мощностей по переработке литиевого сырья до чистоты, необходимой для производства аккумуляторов. В КНР капитальные затраты на мощности по переработке лития оказываются в два раза ниже, чем в США и Австралии.

Любопытно, что несколько ранее в ЕС обсуждался возможный перенос соединений лития в более высокий класс опасности. Если это решение будет принято, то это разрушит планы Евросоюза по созданию собственных мощностей по получению соединений лития аккумуляторной чистоты, которые сейчас практически отсутствуют. На этом фоне свой новый проект по переработке готовит Великобритания, и если всё пойдёт по плану, то только он один к 2030 году он будет обеспечивать 15% от всех потребностей Европы в чистом литиевом продукте.
https://ria.ru/20220819/litiy-1810587411.html

Хорошая картинка Reuters с разбивкой по месяцам (21 и 22 гг.) распределения СПГ между Азией и Европой.

1) В летние месяцы импорт СПГ в Европу превышал прошлогоднюю «норму» на свыше 5 млн т в мес. - в годовом исчислении это свыше 80 млрд кубов (что заметно компенсирует сокращение российского экспорта). Оттого и ПХГ в норме.
2) При этом азиатский импорт СПГ уменьшился, но совсем не критично — где-то сработал рост предложения, где-то сокращение спроса в АТР.
3) Конечно, главное, это зимний период. Критичность прохождения зимы решит непрогнозируемая погода, поэтому варианты могут разнообразные.

Но ЕС пока удаётся обходиться без части российского газа, пусть и при ценах 3000, которые отключают энергоёмкую промышленность, заставляют экономить остальных, а генерацию переводить на мазут и уголь.
31 августа «Газпром» на 3 дня отключает СП-1, для проверки оставшейся турбины. Если вдруг у турбины будут выявлены дефекты, не удивлюсь если вечером 2го сентября «Газпром» добавит в свой плей-лист и песню М.Шуфутинского.

Rystad Energy пугает «пиком СПГ» в 2034 году, и соответственно пиком инвестиций уже в 2024 году. Для нас это важно, учитывая что планы по своим технологиям растянуты до 2030 года. И что мы тогда будем с этим всем делать, учитывая к тому времени низкий спрос на _новый_ СПГ и высокую конкуренцию? Учитывать такой сценарий на всякий случай нужно. Тем не менее:

1) пиком угля как свершившимся фактом пугают уже много лет, а он всё съезжает и съезжает вправо. Прогнозы по пику нефти также уезжают вправо. Вспомним 2020 ковидный год, тогда на полном серьёзе кое-где обсуждалось что 2019 год был пиком нефти. Окажется неудивительно, если по газу тоже всё съедает. Всё же западные консалтеры стараются максимально не обидеть энергопереход в своих прогнозах.
2) Всё-таки надеюсь, что совместными усилиями СПГ-проекты на независимом от запада оборудовании начнутся пораньше, 2030 год - это в любом случае поздновато.

«Каждый за себя»? Как Европа готовится к зиме

Написал немного о рисках для солидарности европейских стран в случае обострения энергокризиса. Кратко — здесь, чуть подробней — по ссылке.
Если дефицит окажется серьёзным, то особо интересно будет наблюдать, сохранится ли солидарность европейских стран. Направлений здесь может быть два. Во-первых, непредоставление газа из национальных хранилищ странам, испытывающим дефицит. Во-вторых, контроль над СПГ-терминалами или магистральными газопроводами, проходящими через ту или иную страну.

Ярким примером здесь является Польша, которая ещё практически в начале сезона закачки газа почти полностью заполнила свои хранилища. Но тем не менее уже заявила , что делиться ни с кем не собирается. Но у Польши теперь нет ни контракта с «Газпромом», ни прямого доступа к российскому газу. И в случае реального дефицита, реверсные поставки через Германию, которые используются сейчас, просто исчезнут. Российские объёмы (10 млрд в год) планировалось заменить поставками из Норвегии по новому газопроводу Baltic Pipe, но по последним сведениям, заполнен он будет только на 35%. Объём газовых хранилищ в Польше — чуть менее 4 млрд куб.м, и легко прикинуть, что эти объёмы действительно полностью понадобятся стране самой в случае дефицита трубопроводного импорта.

Если же говорить о магистральных российских газопроводах в целом, то сложилась парадоксальная ситуация. Традиционно считавшийся самым политически надежным северный маршрут в Германию практически не работает. В то время как второстепенный «Турецкий поток» становится и политически важным маршрутом. Напомним, что после отказа в 2014 году Болгарии стать входом для «Южного потока» и заморозки проекта, и появился проект «Северный поток-2». А «Турецкий поток» (с половиной мощности от «Южного») был всё же реализован, но по двум причинам. Во-первых, уже был проложен сухопутный коридор по России, плюс «пропадали» трубы для морского участка. Во-вторых, только с помощью этого маршрута можно было поставлять газ на Балканы, в первую очередь в дружественную Сербию, без зависимости от украинского транзита. Но из-за небольшой мощности сухопутной трубы по Европе, понятно, что рентабельность проекта была умеренной. Тем не менее, политически всё сработало. Сразу в три страны, которые сейчас сохраняют лояльность в условиях западного санкционного давления — это Турция, Сербия и Венгрия — газ поставляется именно через «Турецкий поток».

Любопытно, что уже сейчас в Венгрии газа в ПХГ хватает на 141% от необходимого зимнего отбора и 34% от годового потребления. Это много. При этом сами ПХГ Венгрии заполнены только на 60%, а «Газпром» поставляет ещё и газ сверх контракта. Таким образом, в газовом кризисе у Венгрии появляется особая роль. Она находится на стабильном маршруте поставок газа с переполненными по отношению к собственным нуждам, но пока недозаполненными в абсолютном объёме хранилищами. Не исключено, что страна, которая подвергается критики внутри ЕС, как за внешнеполитическую, так и за внутриполитическую позицию, планирует как-то разменять зимой свои газовые избытки.

В Швейцарии министерство энергетики уже заявило, что по условиям контракта в случае необходимости может подсоединиться к проходящему по её территории газопроводу из Германии в Италию.
Ещё один сюжет — Великобритания. У этой страны много терминалов по приёму СПГ, но практически нет хранилищ. Поэтому летом континентальной Европе помогал поток СПГ, который импортировался на терминалах острова и далее через трубопроводы шёл на континент. Но зимой такого потока не будет. В подобных обстоятельствах неудивительно, что страны с выходом к морю, но без своих терминалов по приёму СПГ стремятся ими обзавестись. В первую очередь, речь идёт о Германии. Здесь уже в начале 2023 года планируется запустить два плавучих терминала.
https://ria.ru/20220826/zima-1812209355.html

Импортёрам энергоресурсов непросто в этом году, но в одном вопросе пока везёт - в США (Мексиканский залив) очень спокойно проходит так называемый сезон ураганов. В некоторые годы из-за этого останавливались оффшорная нефтедобыча, отгрузки СПГ, полимеров. Но ещё как минимум один месяц сезона (а формально - до конца октября) остаётся. Основная ураганная активность обычно и приходится на конец августа-сентябрь. Прогнозам веры мало, так что остаётся только наблюдать.

Молдова расплатилась с "Газпромом" за газ за первую половину августа. И, понятно, почему для неё это важно. Уже с 1 октября газ для страны заметно подешевеет, по крайней мере по сравнению с соседями. В "зимние" месяцы ценовая привязка на 70% к нефти, и только на 30% к европейскому спотовому газу. Летом же наоборот. И в этих обстоятельствах иметь риск недополучить дешёвый по сравнению с соседями газ из-за долгов - неразумно. https://t.me/vadimceban/166

Когда мы говорим о трудной зиме для ЕС в контексте газа, то нужно различать два возможных аспекта.

Во-первых, проблемы с физическим замерзанием (или с сильно низкими температурами в квартире, +5..10). Но такой сценарий кажется маловероятным. Хотя и в лучшие годы из-за энергетической бедности смертность зимой увеличивалась.

Во-вторых, отключение промышленности или даже сектора услуг (в сети гуляет картинка из небольшой кофейни с почти 5ти значным счётом за электричество).

Второй вариант кажется относительно безобидным, но массовое закрытие производств запускает каскад кризисных явлений, который можно либо (а) заливать деньгами и, привет инфляция, либо (б) рецессия, где последствия могут быть и похуже низких температур в квартире.

Иллюстрация: картинка (с europeangashub) по потреблению газа промышленными потребителями Германии. Сокращение пока составляет всего около 20%. С одной стороны, есть откуда брать газ в случае форс-мажора. С другой стороны, для экономики это всё уже выглядит невесело.

И пару слов про рекомендацию СД по дивидендам «Газпрома» за 1 пол. 22, которые вроде как должны компенсировать невыдачу дивов за 2021 год. И суммы в обоих случаях похожие, чуть больше 50 рублей на акцию. Но разница существенная.

Какие ожидания были ещё 2 месяца назад, в конце июня перед собранием акционеров, где дивиденды не утвердили:

52 рубля (див.2021) + 70-100 рублей ожидаемых дивидендов за 2022 год. Далее, с 2023 года — все известные риски и неопределённости (не обязательно, что экспорт схлопнется, но риск очевиден и он должен быть в цене).
Итого, при котировках 300 было ожиданий на 120-150 рублей дивиденд за 21-22 гг и 150+ рублей остаточной стоимости компании с рисками следующих годов.

Сейчас у нас остался только 51 рубль за 1 пол.22 года. За второе полугодие предсказывать сложно, но там может быть и около ноля прибыли. Почему?
Во-первых, цены высоки, но объёмы в северных коридорах резко упали. А южное направление (Турция, Сербия и возм.некоторые другие страны) получают газ с нефтяной привязкой, там нет сверхприбыли.
Во-вторых, тот очень крупный дополнительный НДПИ (1,2 трлн) который объявили в июне, и который формально послужил причиной отмены дивидендов, приписан к осени текущего года, т. е. на эту крупную сумму уменьшится именно прибыль второго полугодия.

Итого, мы имеем пока по сути всего 50 с небольшим рублей дивиденда за 2021-2022 годы (а не 120-150), плюс примерно та же остаточная стоимость компании в неопределённый период с 2023 года — за два месяца понимания что будет дальше не появилось.
Поэтому и котировки, 250 рублей, а не 300. Хотя вероятность утверждения дивидендов вроде как считается выше по понятным причинам.
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией.

Написал про кризис модели энергорынка в ЕС и связанные аспекты. Кратко тут, в два раза подробнее - традиционно по ссылке.
В Европе постепенно появляется осознание, что созданная модель энергорынков в кризисной ситуации функционирует плохо. У. фон дер Ляйен заявила, что ЕК работает как над экстренным вмешательством, так и над структурными изменениями рынка электроэнергии.

Причина понятна — высокие цены на газ. Газовым электростанциям нет смысла работать, если используемый газ будет дороже, чем продаваемое электричество. Но главное в другом. На газовую генерацию приходится не такая уж и большая часть всего энергопотребления. Но механизм энергорынка предполагает, что цена формируется на основе цены замыкающего, самого дорогого производителя. Сейчас таким оказывается газовая генерация. Поэтому механизм борьбы с высокими ценами понятен, и он уже озвучен: отделить торги для газовой генерации от остального рынка, при этом для других типов генерации с низкими операционными затратами установить верхние границы цен.

Но рынком электроэнергетики проблемы не ограничивается. Известны сложности в нынешнем дизайне газовых рынков Европы (подробней в тексте). Наконец, третий аспект проблем с регулированием рынков, который ещё заявит о себе в будущем. Несмотря на кризис, от зелёной повестки Европа не отказывается и намерена только усиливать свой сектор ВИЭ. Но чем больше ВИЭ, тем больше нужно связывать избытки непрогнозируемой генерации. Здесь сделана ставка на зелёный водород, получаемый электролизом из ВИЭ. Сейчас на фоне очень дорогого газа даже зелёный водород оказывается дешевле газа.
Но когда газ подешевеет, а именно к этому времени в каких-то минимально осмысленных объёмах появится зелёный водород, то он вновь окажется убыточным, а текущие цены на выбросы углекислоты (которые по идее, должны компенсировать эту разницу и позволить конкурировать дорогому зелёному водороду и более дешёвому газу) не достаточно высоки, чтобы сделать зелёный водород окупаемым. Ещё одна проблема, решения которой пока нет.

Многие страны не торопятся полностью либерализовать свою энергетику. Тем не менее, последние годы движение именно к рынку наблюдалось по всему миру, а либерализованные газовые и энергетические рынки США, Великобритании и ЕС считались с определёнными оговорками моделью для подражания. Сохранится ли оно сейчас?

В АТР даже Япония начала либерализацию своего газового и электроэнергетического рынков всего несколько лет назад. И, кстати, ещё в прошлые, намного более слабые, зимние всплески цен на СПГ, столкнулась с негативными последствиями. В рамках реформы оказались закрыты многие лишние электростанции, которые могли работать на мазуте. В результате, страна не смогла воспользоваться более дешёвой в тот момент генерацией.

Если говорить о России, то у нас цена на газ регулируемая. Существует и биржевая торговля газом, роль которой, несмотря на некоторые усилия регуляторов, пока невелика. Но для нашей, избыточной по газу страны, и развитие биржевой торговли не выглядит критичным, главное, если чтобы эта торговля тем или иным способом не была связана с внешними рынками.
Ведь можно вспомнить и так называемую концепцию равнодоходности поставок (то есть модели, когда цены на внутреннем рынке соответствуют цене на внешнем за вычетом экспортной пошлины и расходов на транспортировку). Практически эта схема конечно никогда не применялась, но от курса на создание такой модели ценообразования у нас отказались только в 2013 году.

Что касается генерации электроэнергии, то здесь модель нашего рынка во многом взята не в ЕС, а с рынка PJM в США. Но проблем и в нашей генерации немало, поэтому мнение, а нужно ли вообще было проводить у нас реформу электроэнергетики, остаётся популярным. И сейчас оно получает дополнительную аргументацию, когда те, на кого мы, пусть и не во всех деталях, но концептуально, ориентировались в своих реформах, напротив сами откатывают свою рыночную модель к новой регуляции. https://ria.ru/20220905/energokrizis-1814375331.html

Пошли сообщения, что проблемы с кратным ростом цен на энергоносители в ЕС планируется заливать деньгами. От механизма печатания, наверное, что-то зависит, но всё равно появляется риск ещё большей инфляции при низких процентных ставках и дальше при определённом развитии событий получаем замкнутый круг, или скорее, спираль:

даже безотносительно санкций и прочих связанных аспектов, зачем экспортировать больше товаров при профиците внешнеторговых операций, если полученные деньги всё равно сгорают? (и это, строго говоря, касается не только России).

Значит ещё меньше энергетического экспорта, ещё выше цены, ещё больше напечатанной поддержки. На первый взгляд, кое-как решить эту проблему для импортёров сможет только хорошая рецессия. Оптимальной была бы договорённость по типу "энергоэкспорт в обмен на средства производства", но в текущей ситуации — это не выглядит реально.

После почти месячного перерыва, связанного с некоторыми личными невесёлыми обстоятельствами, канал возобновляет работу, пока потихоньку. Спасибо всем, кто не отписался.

По поводу проблем на СП-1 и СП-2. Газ в настоящее время по ним и не шёл, но все понимали, что если будет «очень нужно/договорятся/и прочее-прочее» запустить их не проблема, причём возможно даже по всем 4м трубам. Теперь этой опции нет. Но на этом фоне остаётся украинская ГТС. Текущий объём транзита там минимальный. Но все те же опции «очень нужно/договорятся/прочее» возможно осуществить примерно в таких же объёмах, как на потоках. И с которой, по крайней мере до настоящего времени, ничего не происходит. Далее может идти масса уже политических рассуждений с огромным спектром мнений, кому, что и почему, но мы традиционно их оставляем за кадром, фиксируя только факты и базовые рассуждения.

P.S. Правда, есть одно замечание. Ещё несколько лет назад «Газпром» сообщал, что планирует демонтаж части трубопроводной системы подводящий газ к украинским точкам входа, в какой степени это было сделано — вопрос открытый. Думаю, что в большей части трубы остались, но этим фактором «Газпром» сможет в случае чего аргументировать тот объём газа, который готов подавать по этому направлению. Примерно такая же аргументация уже использовалась, когда из двух ГИС «Нафтогаз» стал принимать топливо только через Суджу, что привело к снижению объёма поставок.

Немного вдогонку к посту, внезапно попал в дайджест BRIEF, и даже словил прилично блюющих смайликов, что в очередной раз убедило в том, как взятая из контекста фраза искажает общий смысл. Но там такой формат «одной фразы», по другому нельзя. Главное, что канал даёт гиперссылку на исходник, так что кто захочет — разберётся.
https://t.me/rusbrief/58380

Прикинул, что газа в трёх нитках потоков было на $2 млрд, при цене в 2000 за тыс.кубов и заявленном исходном давлении 300 бар. Конечно, весь ли он выйдет — вопрос. Но может ещё придётся и подкачивать, чтобы не дать заходить воде, пока всё неясно абсолютно.
https://1prime.ru/gas/20220927/838270207.html

Во вторник "на коленке" прикидывали, что газа в 3х нитках было около миллиарда с небольшим кубометров (или чуть меньше, в зависимости от данных по давлениям, которые разнились), сейчас "Газпром" даёт официальную цифру в 800 млн кубометров, всё сходится. https://t.me/rian_ru/180107

Хороша ложка к обеду: когда исчезнет «суперспрос» на СПГ?

Написал немного рассуждалок по поводу среднесрочных перспектив рынка СПГ. Текст специально сделан дискуссионный, плюс некоторые вещи не влезли по объёму, так что критика приветствуется, здесь как обычно выжимка, полностью — по ссылке.

Принято считать, что дефицит трубопроводного газа приведёт к дополнительному спросу на рынке СПГ. Но фактор времени оказывается ключевым. Ведь газ нужен здесь и сейчас, а новый СПГ можно обеспечить только через пять лет. Но окажется ли действительно нужен через пять лет этот новый СПГ в сверхплановых объёмах?
Сначала новость. На днях сразу два покупателя — трейдер Vitol и Shell разорвали контракты на покупку СПГ с будущего американского завода по сжижению Driftwood LNG. Событие вновь отодвигает принятие инвестрешения.

Подчеркнём в очередной раз: с одной стороны отовсюду слышно, что американский СПГ выиграет от текущей ситуации в Европе, но решений по новым заводам не так много. Какого-то сверхоптимизма для СПГ на долгосрочную перспективу на газовом рынке сейчас скорее нет. С чем может быть связан этот парадокс?
Самый простой ответ обсуждали ранее: неопределённости будущего российского трубопроводного экспорта в Европу. Попросту говоря: вдруг экспорт восстановится, а новый нацеленный на Европу СПГ окажется лишним.

Но сейчас ситуация несколько изменилась. После недавних взрывов и утечек как минимум на трёх из четырёх ниток «Потоков», шансы на восстановление экспорта в Европу становятся ещё меньше. Что из этого следует? Сначала отметим, что в настоящем рассуждении мы пока оставляем за скобками сценарий резкого увеличения транзита через Украину. Хотя такой вариант теоретически и технически возможен, но предполагает значительное снижение напряжённости между всеми европейскими участниками конфликта, включая Киев.

Если же этого не произойдёт, то российский газ окажется запертым на 5-10 лет, время строительства новых газопроводов в Китай. Но примерно столько же времени требуется, чтобы построить в США или где-то в мире и новые, сопоставимые по мощности, заводы СПГ.
А значит, хочешь-не хочешь миру на этот период придётся ужаться в потреблении газа, заменяя его всеми возможными суррогатами (вероятно, в первую очередь это окажется уголь, а также сжигание нефтепродуктов уже за пределами транспортного сектора).

Итак, представим, что мир вынужденно сократил потребление газа. Проходят 5-10 лет и новый российский трубопроводный газ выходит на китайский рынок. И если одновременно, на глобальный рынок выйдет и тот СПГ, который по идее должен был компенсировать российский дефицит, то возникнет новый избыток.
Фактически, основной вопрос в том, сможет и захочет ли мир быстр отыграть назад и резко нарастить объём потребляемого газа после несколько лет вынужденной экономии, чтобы поглотить двойной объём дополнительного предложения.

Даже при допущении, что российский экспорт в ЕС не восстановится, среднесрочные перспективы рынка СПГ выглядят неоднозначными. Конечно рынок в любом случае вырастет, но в рамках плановых объёмов, а не для компенсации российского газа. В таком прогнозе имеющаяся умеренная активность в сфере строительства новых заводов выглядит логичней. Плюс к тому и КНР может оказаться аккуратна с наращиванием импорта СПГ из недостаточно дружественных стран.

В более долгосрочной перспективе будущее газового рынка в целом и рынка СПГ в частности определят успехи с реализацией проектов ВИЭ. Здесь традиционно поступают противоположные сигналы — с одной стороны неплохие текущие темпы роста сектора. С другой стороны — возможные физические ограничения (связанные с добычей полезных ископаемых) в случае сохранения таких же темпов.
https://ria.ru/20221003/spg-1820999894.html

По поводу возможного турецкого газового хаба, кратко. Далее газ в любом случае пойдёт в Европу.
1. «Качели» - экспорт по северному или южному направлению — уже не в первый раз. Был проект «Южный поток» на 63 млрд кубов в год, после известных проблем он превратился в «Турецкий» в 2 раза меньшей мощности (а мощность для Европы уменьшилась даже в 4 раза), но появился «Северный поток-2».
2. Северное направление конечно удобней, чем южное. Во-первых, в северо-западной Европе основные центры потребления. Разве что в Италию попроще будет поставлять. Во-вторых, нет потенциальной конкуренции в будущем с прочим газом (Восточное Средиземноморье, доп. объёмы из Азербайджана).
3. Хаб на юге, в Турции = нужны новые трубы на север Европы (на самом деле, наверное хватит до Австрии), сложная история в любом случае, особенно сейчас, когда у ЕС планы по отказу от газа вообще и российского особенно. Строго говоря, всё это уже обсуждалось раньше, и по факту остановились на небольшой трубе для Южной Европы.
4. Непонятно, что с подводящим коридором по РФ. В 2018 году «Газпром» заявлял, что начал демонтаж лишних сухопутных труб от «Южного потока». Если они по факту всё же остались, то какой-то смысл есть, иначе — всё получится очень дорого. Но проблемы пункта три всяко остаются.

В очередной (не знаю какой по счёту) раз читаю у неглупых людей тезисы про дорогой американский СПГ (где сверхприбыль, якобы, оседает в США) и дешёвый российский газ. Думаю, большинство читателей давно в курсе, что это не так, тем не менее, давайте ещё раз зафиксируем.

1. Подавляющая часть поставок российского газа в Европу давно шла с привязкой к биржевым ценам, ровно также, как и поставки американского СПГ. (Если совсем строго, так было, когда экспорт российского газа был больше, сейчас отвалились в первую очередь поставки с биржевой привязкой. Поэтому для текущих остатков доля продаж с нефтяной привязкой выросла. Но это уже детали текущего форс-мажора). То, что цена реализации «Газпрома» (когда она ещё публиковалась) отличалась в меньшую сторону от биржевых цен даже с учётом 1-2 месячного лага связано с заметной долей форвардных контрактов, усредняющих цены на более длительном промежутке времени, чем 1-2 месяца. Но в конечном итоге всё это усреднение учитывает текущую биржевую цену.

2. Дополнительную прибыль от разницы между ценой реализации и закупки американского СПГ в любом случае получают не американские компании-владельцы заводов, а трейдеры. Да, среди них есть ТНК (Shell и BP), но также китайские, японские, индийские компании. Непосредственно владельцы заводов сами продают конечным потребителям совсем небольшие объёмы от своего производства. Основные объёмы отгружаются на американском берегу по формуле (сильно упрощая): цена газа в США + затраты на сжижение + стандартная норма прибыли.

3. Те европейские компании (таких примеров совсем немного, но они есть), которые ранее рискнули и купили американский СПГ непосредственно в США как раз на отгрузке с завода, получают газ по цене намного ниже текущей биржевой в ЕС или АТР, хотя она и зависит от внутренних цен на газ в США. Если откатать на несколько лет назад, когда ситуация была ближе к нормальной, стоимость американского СПГ как правило незначительно (10-15%) превышала спотовые цены в Европе или поставки газа с нефтяной ценовой привязкой (два последних ценовых маркера, кстати, тогда часто ходили друг за другом).

По поводу рекомендации китайского регулятора своим компаниям перестать перепродавать СПГ и везти его зимой всё же домой. Вопрос в том, почему этим летом СПГ был не нужен (год к году сейчас -20% спроса на СПГ в КНР), хотя к примеру прошлым летом всё же был нужен. Да, локдауны ит.п. Но всё-таки. Предположу примерно такую схему.

Китайские нефтегазовые гиганты покупают СПГ дёшево, с нефтяной ценовой привязкой, пусть к примеру по 400 долларов за тыс. кубов (в пересчёте на газ). И дальше (часть его) могут перепродать по своему усмотрению любым импортёрам, что в ЕС, что в АТР. Это всё понятно.

Но нужны ли китайской промышленности эти объёмы по 1400 долларов за тысячу кубов? Вполне вероятно, если это какая-то химия, то производства уже будут в убыток, да и углехимия в КНР развита давно как замена газохимии. Прочие энергоёмкие производства тоже не заинтересованы в покупках по таким ценам. В результате, покупатели в АТР не хотели бороться с ЕС по цене за газ (повторюсь, речь идёт только о части объёмов, 20-25%).

Другое дело — зима. Тут спрос в т.ч. со стороны населения на обогрев. Представим, что все поставки СПГ шли бы по ценам биржи, как в Европе. Тогда это было бы дорого для покупателей. Кто то вернулся бы к углю, кто-то бы ограничил обогрев.

Но регулятор (NDRC) знает, что нефтегазовые компании покупают СПГ намного дешевле, чем спотовая цена, т. е. если СПГ пойдёт в КНР (а там внутренние цены, если не путаю последнее время были около 700 долларов за тыс.кубометров), то в убытках они не останутся, просто не получат сверхприбыль. И делает то, что делает. Понятно, что эта рекомендация при прочих равных снизит приток СПГ в ЕС.

Кстати именно около четверти СПГ в Китае в прошлом году продавалось по ценам спотового рынка, и примерно на столько же КНР сократила потребление СПГ в текущем году.

В своё время у нас было принято посмеиваться над избытком простаивающих в Европе СПГ-терминалов. И, напротив, у наблюдателей, критично относящихся к российской энергетической политике, было модно обсуждать обилие лишних газопроводов, которые Россия строит в Европу.

Сейчас же танкеры с СПГ уже встали в очередь в Европе — не хватает мощности терминалов под разгрузку. Да, наверное, пока это эффект межсезонья, и скоро всё изменится. И тем не менее, все терминалы в кризисный момент пошли в дело. И, опять же, напротив, после по разным причинам выбытия части наших трубопроводов, лишних особо не осталось.

Вывод простой — все по максимуму диверсифицируют свои риски, кто трубами, кто терминалами. И это нормально, и, всегда было нормально.

Непонятно только, до какой степени такой подход оправдан (и для РФ, и для Европы), чтобы осталась нормальная экономика всего происходящего, и, главное, нужны ли такие отношения, если с обеих сторон страховка-перестраховка приводит к сверхзатратам (строить терминалы по приёму СПГ, конечно, дешевле труб, зато приходится сильно переплачивать за газ в кризисной ситуации). Но это уже другой вопрос.