Написал очередной обзор ситуации на газовом рынке. Которая продолжает оставаться непростой - цены в Европе - 46 долларов, в Азии - 70.
В результате, даже "Газпром", традиционно старающийся сохранить долю рынка, начинает снижать экспорт (помимо 20%-падения с начала года). Поставки по газопроводу "Ямал-Европа" (т.е. через Польшу) снизились до нуля. Этому помогло окончание 16 мая долгосрочного контракта, и сейчас "Газпром" бронирует мощности на определённые периоды. На 3квартал забронировал 80%, на июнь - 94% (зачем?), а на конец мая - минимальные объёмы, а сейчас и их не используют. Так удалось немного сэкономить в период сверхнизких цен.

Но экспортёрам трубопроводного газа, в общем-то, чуть проще прикрутить кран. А что с СПГ? Поставки из США уже падают до почти 50% от максимумов, но это всё равно много. По правилам, они должны были остановиться: цены в Европе на газ сильно ниже чем внутренние цены в США, в Азии - всего лишь чуть больше. Одна из причин - желание сохранить загрузку заводов, иначе падает эффективность сжижения.
Но ту же логику (сохранение загрузки) можно применить и к другим производителям. Поэтому Катар пока скорее агрессивен на рынке, Россия в апреле даже увеличила экспорт (год к году, к прошлому месяцу небольшое снижение), а в 1 квартале загрузка "Ямал СПГ" составляла 122% от проектной мощности. И, в отличие от США, и Катар и Россия получают дополнительную прибыль от сопутствующей продажи конденсата, поэтому операционная (за вычетом кап.затрат, и других обязательных платежей - а это, например, аренда тех же газовозов ледового класса в нашем случае) себестоимость СПГ остаётся небольшой. А платежей по природной ренте для "Ямал СПГ" пока вообще нет!

У "Газпрома" в чём-то ситуация похожая, большая часть трубопроводов находится под контролем самого "Газпрома" либо работает по принципу "качай или плати". Персонал тоже на местах и в любом случае получает зарплату. Топливом для газоперекачивающих агрегатов является тот же газ. В результате газ (по операционным затратам) оказывается выгодно продавать по ценам в 50-55 долларов за тысячу кубометров.

Но самое главное - что дальше? Здесь Катар также делает агрессивные заявления (планы расширения с 77 до 110 млн т к 2025 году и до 126 млн). Строго говоря, цифры эти были известны давно, но сейчас можно было бы надеяться, что страна всё же скорректирует эти планы. Тем более, что это совсем не понравится Штатам. В таком сценарии давление на будущие цены на СПГ вновь возрастёт, они едва ли поднимутся в среднем выше $6-7/млн БТЕ, и как минимум про некоторые проекты СПГ в США можно забыть. Тем не менее, пока позиция такова, смотрим на реальные сроки. Чтобы запуститься в 2025 году, строить желательно начать уже в следующем!

Сильно обижаться на Катар, даже неудобно. Ведь Россия сама в минимальной степени (если вообще) корректирует планы по строительству новых производств. Всё же за некоторым исключением наши новые проекты СПГ оказываются конкурентоспособней многих других проектов в мире.
И, конечно, многое будет зависеть от спроса. Tellurian (Driftwood LNG) ещё в январе предсказывал дефицит (!) в 200 млн тонн к 2025 году. Понятно, что они топили за свой завод. Но разгадка проста - в этом прогнозе ежегодный прирост спроса составлял 9.3%, что выглядит достаточно оптимистично. Тем не менее именно труднопрогнозируемый спрос в конечном счете определит будущие цены и покажет, кто был прав, а кто нет при принятии инвестрешений.

Ключевым моментом становится механизм ценообразования на новый СПГ. Американские проекты тоже имеют право на существование - если только, к примеру, гарантированно будут продавать свой газ не по ценам, рассчитываемым на основе цен на газ в США плюс цена сжижения, а по биржевым ценам, будь то в Европе или Азии. Но найдутся ли желающие взять на себя риски такого арбитража? Чуть подробнее и с гиперссылками - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200528/1572076467.html