Энергия вокруг нас

Написал, что происходит на газовом рынке. Там события развиваются немного по-другому, чем в нефтянке. Во-первых, масштабы падения спроса в газе всё же меньше, хотя у каждой страны свои особенности. Но США на удивление демонстрируют минимальное падение спроса, в то время как в других странах оно намного выше: к примеру в Индии это на уровне 20%, а в Евросоюзе на четверть упала выработка из газа на электростанциях.
Если представить, что был бы "газовый ОПЕК", то уравновесить цены было бы проще - добычу в газовой сфере подкрутить легче, чем в нефтяной, масштаб обрушения спроса меньше. Но такого картеля нет, а на этом фоне, газовая отрасль и до коронавируса, как мы помним, столкнулась с избытком предложения.

В результате, спотовые цены уже на уровне $2/млн БТЕ, что в Европе, что в Азии. Начнут ли рыночные силы влиять баланс спроса и предложения? Понятно, что производители давно уже покрывают только операционные издержки, вопрос в том, когда и доход даже по операционным издержкам уйдёт в отрицательную область?
Разумеется, тут вопрос в том, что считать операционными издержками? Как и ранее, предполагалось, часть таких издержек по сути является уже ранее понесёнными "капитальными" затратами. Наиболее яркий пример - экспорт СПГ из США . Газовозы в некоторых случаях в долгосрочном фрахте, а значит - это уже понесённые расходы. Остаются в качестве текущих расходов - только копеечные сейчас затраты на топливо.
Любопытно, что цены на газ в США даже на фоне коронакризиса имеют тенденцию к росту. Причин здесь три: стабильный внутренний спрос, падение буровых на газ (всё-таки при таких ценах добыча газа невыгодна). И третье - падение добычи нефти, ведь в нефти - до 20% вклад в газодобычу через попутный нефтяной газ.

В результате, цены на газ в США и ЕС уже "встретились" на отметке 1.9-2 доллара за млн БТЕ. Правда об остановке экспорта СПГ из США, что уже должно было наблюдаться в теории, речи не идёт. Сообщается об отмене 10-30 судов (т.е. 1-3 млрд кубов газа) в ближайшие месяцы, но это не так много на фоне общего объёма. Возможно свою роль в сохранении экспорта играет и тот факт, что на региональных хабах цены на газ ещё ниже (вплоть до отрицательных на пермиан, правда забрать оттуда газ непросто из-за дефицита газопроводов, оттого и такие цены). (Продолжение ниже).

Если Вы вдруг решили посмотреть в очередной раз, "А что там с Chesapeake Energy" (для тех, кто не следит, напомню, что это - компания-пионер добычи сланцевого газа и своего рода легенда отрасли, которая сейчас находится в крайне затруднительном финансовом положении), и обнаружили, что котировки уже по 14 долларов, не думайте, что произошло чудо. Просто на днях компания провела "укрупнение", т.н. reverse split сильно подешевевших акций по курсу 200 к 1. Соответственно, в "старых" ценах акции стоят всего 7 центов. Некоторые сервисы перерисовали всю историю котировок по новому размеру акции, так что будьте внимательны. Так или иначе, от своих исторических максимумов цены котировки сложились не в разы, а уже почти на три порядка (!), и наверное продолжать наблюдение дальше особого смысла не имеет, грех смеяться над околобанкротами, в конце концов. #chk

(продолжение, начало выше) Вторая арена борьбы - это ВИЭ и сектор электроэнергетики. Тут всё запутаннее. Да, газ и уголь дешевеют выработка э/э из них становится рентабельнее. Но при этом у ВИЭ (уже построенных) есть приоритет сдачи в сеть, поэтому для текущих объёмов выработки ВИЭ ничего не изменится (а их доля даже вырастет - за счёт снижения общего объёма потребления). Гораздо интереснее - что будет в будущем - то есть темпы ввода ветро- и солнечных станций. Ближайшие прогнозы уже предполагают падение новых вводов ВИЭ - но они связаны в основном с разрушением производственных цепочек, изменением курсов валют и прочее. Важнее - долгосрочный тренд и объём поддержки и требований регуляторов. И хотя по себестоимости ВИЭ уже конкурентны с традиционной генерацией, основная проблема - то, что ВИЭ не ответственны за поддержание мощности никуда не делась и с ростом сектора будет только увеличиваться.

При этом, в Китае 60% угольных станций уже убыточны. Разумеется, в убытках высок вклад низкого коэффициента использования установленной мощности - когда станции поддерживают мощность (а это очень большая доля в себестоимости угольных ТЭС), но вырабатывают мало. То есть, угольные станции расплачиваются за успехи "зелёной энергетики". Сейчас Китай уже сильно снижает субсидии в ВИЭ, хотя у него очень развитая своё производство ветряков и солнечных панелей, которые тоже нужно поддерживать.

На этом фоне есть все основания предполагать, что со стороны западных стран экологическая повестка с удвоенной силой сейчас будет использоваться для поддержки сектора зелёной энергетики. Уже пошло значительное число публикаций - на тему "коронавирус - расплата за плохое отношение к природе", из наиболее яркого - это призыв Папы Римского: "коронавирус -ответ природы на климатический кризис", и рекомендации ООН: одна из причин появления и распространения коронавируса - изменение климата. Уровень словесных интервенций очень высокий, но то ли ещё будет. Все гиперссылки и подробности - в тексте по ссылке в предыдущем посте.

Уже вскользь упоминал, но сейчас написал подробней про коронавирус, изменение климата и конкуренцию нефтегаза с ВИЭ.
Коронавирус заставляет нас пересмотреть многие аспекты нашей жизни. Любопытны и реакции в контексте глобального потепления. С одной стороны, обращают внимание климатические скептики, проявляется очевидное недофинансирование в медицине, есть жертвы. Нужно ли нам на этом фоне вбухивать деньги в борьбу с изменением климата, раз возможности государств по вложению в те или иные сектора в любом случае ограничены (классические "пушки против масла", но теперь "климат против "медицины").

Напротив, климатические алармисты говорят о другом. Мол, коронавирус это лишь маленькая проблема на фоне будущих трудностей из-за изменения климата, соответственно нельзя снижать накала борьбы с потеплением. В любом случае, сейчас мы видим спад спроса по всем типам энергоносителей. И, уже сейчас в кругах экологических активистов обсуждается, что текущая ситуация - уникальная возможность ограничить эмиссию углекислоты, и будущее восстановление экономики проводить с наращиванием доли "зелени".

Название нашумевшей в узких кругах публикации в The Guardian " Убьет ли коронавирус нефтяную промышленность и поможет спасти климат?" говорит сама за себя. Идея сторонников "ускоренного заката нефти" заключается в следующем: при 35 долларах за баррель для 75 процентов нефтедобывающих проектов не покрываются даже капитальные затраты. То есть, полная противоположность традиционной трактовки "дёшевая нефть = кризис электромобилей".
Мне честно говоря, это аргументация кажется надуманной. 35 - это временная цена, а даже при ценах 40-45 долларах нефт ещё долго можно будет обеспечивать рост. В виде скрытого предложения есть и наши ограничения (в том числе и последних лет) и все ограничения добычи ближневосточных стран (не говоря уже о недоступных миллионах баррелей в день подсанкционного Ирана). Закат нефти прогнозировать рановато, хотя это и не значит, что цены на нефть обязательно будут опять высокими, по $50+
При этом, электромобилей пока продаётся объективно мало, 2 миллиона в год (ожидается минус 43% продаж в этом году), а текущий спад нефти обусловлен всего лишь действующим парком традиционных авто, которые лишь временно остановились. (продолжение ниже). Подробнее - по ссылке.
https://ria.ru/20200418/1570193700.html

(Начало выше) Обращает на себя внимание и тот факт, что именно Exxon недавно выступал и против скоординированных сокращений добычи в США, когда они обсуждались. Это трактовалось многими наблюдателями как стратегия удержания низких цен на какой-то период для скупки обанкротившихся мелких сланцевых производителей. И вот теперь мы видим, что пока только Chevron резко уменьшил добычу на сланцевом месторождении Permian. Хотя обе компании работают там с близкими объёмами в пару сотен мбд, в недавних планах было за несколько лет довести добычу примерно по 1 мбд у каждой.

На этом фоне любопытно и то, что ещё до кризиса финансовое состояние Chevron оценивалось лучше, чем у Exxon, в том числе и по средней себестоимости добываемого барреля. Ещё по итогам неплохого в целом, но не очень удачного для Exxon 2019 года обсуждалась, что компания фактически вынуждена платить дивиденды в долг.

Итого, сейчас стратегии Exxon и Chevron разошлись: Exxon занимает более агрессивную позицию по ценовой войне (вероятно, в контексте скупки подешевевших активов?) при том, что её финансовое состояние непростое. Уже говорилось, что Exxon является финансовым аристократом, т.е. последовательно повышает дивидендные выплаты. Что будет в этот раз? CAPEXы, при этом, Exxon снизил наравне со всеми и даже чуть больше - на треть. Следим дальше.

Вчера Reuters опубликовал разбивку по компаниям, сокращающим добычу нефти в США. Что здесь интересного. Во-первых, цифры (около 700 мбд сходятся) с цифрами падения добычи от EIA (обсуждали двумя постами выше). Во-вторых, за большую часть сокращения ответственны три компании - ConocoPhillips, Occidential Petroleum и Chevron. C Oxy всё понятно, после недавно купленной Anadarko, ситуация с долговой нагрузкой ухудшилась крайней не вовремя. Оставшиеся две компании - мейджоры, которые ответственно подошли к проблеме. При этом, обращает на себя внимание, что даже в нижней части графика нет ExxonMobil . До последнего времени Exxon и Chevron проводили очень похожую стратегию - избавлялись от некоторых иностранных активов и инвестировали в американскую (и близкую к ней - Гайана у Exxon) добычу, в том числе активно и в сланцевую добычу. Но реакция на последние события очень разная. Chevron снизил добычу, Exxon - нет. (Продолжение ниже)

На днях вышел ежегодный обзор мирового рынка СПГ от GIIGNL. К слову, в прошлом году рынок вырос очень неплохо, на 13% до 354 млн тонн (конечно, в 2020 году всё будет совсем иначе). В обзоре публикуется интересный индикатор - доля спотовой торговли СПГ. Показатель все последние годы растёт. В этом году цифры таковы:
34% - доля "спота" и краткосрочных (менее 3х месяцев) контрактов, 27% - доля совсем "чистого спота".

Здесь нужно обратить внимание, что, за счёт трейдеров и посредников, СПГ может несколько раз менять владельца. Вероятно, что оценки производятся, когда СПГ приходит к конечному покупателю, импортёру (хотя и они часто перепродают топливо). Или же на стадии отгрузки? Методологию GIIGNL не раскрывает. А на рынках СПГ всё выглядит запутанней и запутанней. Пример: СПГ-портфель долгосрочных контрактов "Новатэка". Этот СПГ продаётся Gunvor, Shell и Total, все трое также являются СПГ-трейдерами, они могут перепродать СПГ, продать конечному покупателю по уже своим долгосрочным контрактам или на "споте".

Американская добыча нефти, если верить последней статистике, падает стремительно - с 13 млн (на недавних максимумах) до 12.3 млн, то есть 700 тысяч баррелей за месяц (для недели, закончившейся 10 апреля). Это неожиданно много. Почему?
С точки зрения "теории" списать всё на падение сланцев трудно. Ниже картинка из DPR (Drilling Productivity Report) отчётов EIA, на ней видно, на какой объём примерно падает добыча на старых скважинах за месяц по большинству месторождений. В сумме, вроде бы, и получаются эти 700 тысяч баррелей - максимально возможный объём снижения сланцевой добычи за месяц. Но это если вообще не вводить новые скважины. Но буровые работают, по их числу просадка уже сильная (с 680 до 504), но большая их часть всё же в деле.
Существует вариант, что сейчас бурят, но не заканчивают (гидроразрывом пласта и запуском) скважины вообще - это маловероятно. Данные по незаконченным скважинам есть только мартовские, количество DUC (drilled but uncompleted) даже уменьшается, т.е. если смотреть по марту, всё что бурилось - запускалось.

Ещё любопытный факт - Platts пишет, что Северная Дакота (Bakken) уже сократила на 175 тыс. б/д в марте, а в апреле доведут сокращения до 260 тыс. Это явное расхождение с тем, что отписывает "теория" DPR. Видимо, что-то останавливают принудительно.
Кроме того, вероятно, в текущем падении есть и старые традиционные "качалки" (на самых разных месторождениях) с микродобычей по тонне в сутки и меньше. Добывать на них становится нерентабельно. Вопросы, конечно, остаются.

Так или иначе, любопытно вспомнить недавние заявления представителей США (т.к. Штаты не хотели участвовать в искусственном регулировании добычи), что в ближайшие месяцы 4 млн баррелей сократятся естественным путём. Тогда они выглядели недостаточно убедительными - т.к. "сланец", как ожидалось, должен падать медленнее. Но если текущая динамика сохранится, может и правда США дадут в ближайшее время 4 млн б/д падения?
https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/oil/041420-north-dakota-rig-count-plunges-40-since-january-oil-storage-nearly-full-state

Наконец, если говорить о "межвидовой" борьбе в мировом масштабе, то это конечно ВИЭ vs углеводороды. ВИЭ сейчас тоже непросто, много прогнозов с проблемами. На фоне ковида американцы сейчас перестают устанавливать солнечные батарейки на крыши, да и во второй половине года будут проблемы поважнее. Разрушаются производственные цепочки, а подорожавший доллар делает дороже ВИЭ для ряда развивающихся стран. Плюс к тому заканчиваются программы поддержки, ВИЭ придётся по-честному конкурировать. Но сдаваться "зелень" не намерена, на этом фоне (когда у ВИЭ проблемы, а нефтегаз и уголь дёшевы) есть все основания предполагать, что сейчас из всех орудий начнут бить для поддержки ВИЭ климатической повесткой. В общем, всё как обычно непросто, но главное весело и интересно. Кое-что из этого - описывал по ссылкам, одна колонка с прошлой недели, одна сегодняшняя.
https://ria.ru/20200409/1569759778.html
https://ria.ru/20200405/1569582821.html

Небольшая выжимка из двух последних колонок. Текучку в основном стараюсь оставлять за скобками, много спекуляций и всё быстро меняется, кое что из текучки попадает в тексты, а тут - об общем. До недавнего времени всё росло, и в этой парадигме, как и предполагали многие прогнозы, на поляне найдётся место всем типам топлива, и ископаемыми, и ВИЭ. Сейчас экономика уже не в лучшей форме, плюс за время карантинов будет накопленный избыток нефти, газа, а возможно и угля. В результате конкуренция усиливается, и это видно по всем типам энергоносителей: конкуренция как "внутривидовая", так и "межвидовая".

И даже если по нефтянке договорятся, то какие-то срывы неизбежны и договорённость - это не вывод цены на новые 60-70, разумеется. Парадигма "нефть всегда по 60" на ближайшие год-два уходит в прошлое (конечно, никогда не говори "никогда", к нефти это применимо больше, чем к чему либо ещё, и всё-таки мы говорим о вероятностях). Как результат, в лучшем случае нас ожидает растущая волатильность, т.к. при каждом этапе восстановлении спроса и снятия навеса запасов у компаний с простаивающими мощностями появляется соблазн восстановить добычу.

Что из этого следует? Понятно, что теперь вопрос накопления резервов при ценовых всплесках (и траты при просадках) - это необходимость. Во-вторых, вновь становится актуальной тема импортозамещения. Писал в контексте энергетики об этом уже много, но сейчас просто нельзя не повторить. Понятно, что по всему спектру мы никогда не сможем заместить, для этого собственно и нужна валютная выручка, чтобы покупать, то, что не производим сами.

Но логично, что в сфере экспорта энергоносителей основное оборудование должны производить сами, иначе смысл теряется. В первую очередь, речь, конечно, об СПГ. Подозреваю, что если с ЯмалТ4 и Обским (ттт) всё будет ок, то всё на Ямале после "Арктик СПГ2" будет готовится на росс. оборудовании при текущем ходе вещей. И, конечно, интересно, что думает "Газпром" и "Роснефть" про свои заводы в текущей ситуации (там в планах импортные технологии, но может сейчас вообще всё отложат).

И конечно, не нужно удивляться недавнему решению по начале проектировки "Силы Сибири-2". И дело не только в том, что до реализации несколько лет ещё. И не только в том, что Европа на фоне декарбонизации не рвётся наращивать газ (а ресурсная база для Силы Сибири-2 - "европейская"). Важно, что в отличие (пока) от СПГ здесь рублёвые затраты и валютная выручка - если что доходность подкрутится девальвацией, как бы печально это не звучало.

Девальвация рубля конечно вещь неприятная для нас всех. Но в принципе это по-прежнему стимулирует импортозамещение, можно найти и плюсы. В той же электроэнергетике, наконец-то, дискуссия по газовым турбинам да и прочему оборудованию после припавшего на четверть рубля, надеюсь, всё же сместится в сторону отечественных решений, тем более, что рубль упал, а доходность ОФЗ (к которым привязаны выплаты по отборам мощности энергетикам) мало изменилась.

Отдельная интересная история - это нефте- и газохимия. Много было разговоров об экспортных перспективах, куча проектов недавно было анонсирована (Балтика (в паре с СПГ), Амурский завод "Сибура", плюс на Ямале планировал "Газпром"). Но там тоже куча иностранного оборудования, как всё это будет реализовываться в нынешних условиях, когда сырьё подешевело по миру, а цены на нефтехимию в лучше случае не растут.

Написал немного про нефтянку. В условиях обрушения спроса (от -15..-25 млн б/д от "нормы"в 100 млн б/д, т.е. -15..-25%) говорить о каком-то балансе спроса и предложения нельзя. Котировки определяются (если вообще определяются) готовностью покупателей закачать в хранилища нефть по абсолютно бросовым ценам. Цены сейчас - уровень начала 2000х, а с учётом инфляции - уровень 98 года. При этом, не стоит забывать, что за 20 лет качество запасов упало, а себестоимость добычи - резко выросла. Для тяжёлых сортов (которые торгуются с дисконтом) цены вообще медленно движутся к единицам долларов, а в точке отгрузки доходят до отрицательных значений. Нелегко и нашему Urals.

При этом для многих производителей добыча в рамках даже операционных расходов уже обходится дороже цены реализации. И что им делать? Работать в убыток? Закрываться, а потом открываться, когда цены вырастут? Тут и технологические трудности и проблема возможной потери запасов и многое другое. "Невидимая рука рынка" конечно здесь поработать сможет, но последствия такой работы будут разрушительными. Сворачивание добычи всё же ожидается, IHS предполагает постепенное снижение предложения на 10 мбд во втором квартале.

Пока места в хранилищах хватает, и закачка, к примеру, избытка в 20 млн б/д в течение 50 дней даёт нам ещё 1 млрд баррелей хранения. Что будет дальше, лучше не думать (всё же надеемся что через 50 дней карантины начнут сходить). Но и 1 млрд новых запасов - это примерно 3 мбд избытка в течение следующего года. Даже при условии полного восстановления спроса и старых договорённостей ОПЕК+ (и то и другое - крайне оптимистичный вариант). Поэтому быстрого восстановления ждать не стоит - если не будет "белого лебедя" в рамках договорённостей крупнейших нефтедобытчиков.
Действительно, то, что недавно выглядело желательным, но фантастическим развитием событий - сейчас кажется уже более реальным: Ж/д комиссия Техаса уже обсуждает ограничения добычи, а первые лица России и США обсуждают возможности стабилизации рынка нефти. Беспрецедентное обрушение спроса при всех его минусах создало уникальные условия для новых (теперь уже более широких) договорённостей.

Известно, что основная претензия к ОПЕК+ заключалась в том, что мы уступаем долю на рынке. В случае новых участников эта проблема решается. Одновременно, если оглянутся назад, то сейчас понятно, что успех политики ОПЕК+ и стабильные 60-70 долларов за баррель создали у нас "головокружение от успехов". Что привело к избыточному росту и "сланца" и прочей добычи. Наверное, действительно, 50-55 за долларов был бы более правильный ценовой ориентир в будущем, если новая сделка состоится. Впрочем, цена может быть и выше - но только при условии включении в сделку всё большего числа участников. В этом смысле наш замминистра правильно отмечал проблемы на фоне высоких цен выхода на рынок "долгих" проектов типа глубоководной добычи, которые за полгода-год даже ценовой войной не остановить.

В теории всё складно, но на практике любые договорённости - это сложный процесс, поэтому представлять и рассуждать о новой сделке приятно, но нужно помнить, что всё может развиваться и по негативному сценарию с медленным восстановлением к $40 в лучшем случае к концу года. Нефть вообще непредсказуема - в обе стороны. Кто бы мог представить месяц назад, что котировки в реальных ценах будут на уровне 98 года? Подробности - как обычно в тексте.
https://ria.ru/20200401/1569413608.html

А как всё хорошо начиналось. В ноябре прошлого года украинская ДТЭК разместила дебютные "зелёные облигации" своего подразделения DTEK Renewables, купон в евро - 8.5%. А на днях ДТЭК Энерго объявила о приостановке выплаты купонов по еврооблигациям. Это разные подразделения ДТЭК, и приостановка выплат, судя по всему, не распространяется на DTEK Renewables. Но это и не так важно. Прецедент создан. И котировки "зелёных облигаций" уже спикировали до отметки ниже половины номинала. Всё это, естественно, прямым образом повлияет и на будущее ВИЭ на Украине, где в текущих условиях можно ожидать околонулевых приростов в секторе ещё долго. И до того были огромные проблемы, а сейчас точно не до того. Денег на игрушки (не считаю ВИЭ игрушкой в целом, но в условиях Украины это реализовывалось именно так) нет, а избыточная угольная генерация есть.

Написал немного про ситуацию на газовом рынке и транзитные дела. Почти завершился 1ый квартал и отопительный сезон, при этом в европейских хранилищах рекордные для этой даты запасы газа, а цены в ЕС, соответственно, на супернизких уровнях.
Понятно, что задним умом мы все крепки, но на этом фоне интересно всё же порассуждать, а что было бы, если транзитный контракт с Украиной не был подписан. Тем более, что такое развитие событий в принципе было возможно: на отопительный сезон газа бы на пределе (как тогда казалось) хватало. Сейчас понятно, что даже и не на пределе. А на пределе сейчас можно пережить весь год без транзитного контракта с Украиной - в европейских хранилищах сейчас 60 млрд кубометров.

Минусы транзитного контракта понятны: если говорить прямо, сейчас это направление убыточно для "Газпрома" (конечно, его никто не будет отключать, т.к. расходы уже понесены): при ценах в Европе $2,6/млн БТЕ, "Газпром" платит $0,8 экспортной пошлины и около $1 за транзит. Даже при таком оптимальном варианте остаётся негусто, а из них нужно заплатить и транспортные расходы по другим регионам и НДПИ ит.д. Но и это ещё не всё, т.к. украинский коридор недозагружен, то реальная стоимость транзита выше: если к примеру, мы транзитируем 100 млн в сутки (примерно как сейчас) а оплачено, как известно, за 178 млн, то по сути мы платим уже не 1 а, 1.8 долларов за транзит.

Если рассматривать вопрос формально, получается, что от транзита нужно было отказываться. Теперь о плюсах и аспектах, изменить которые сложно. Понятно, что контракт был подписан под давлением ЕС (в "обмен" на достройку СП-2, ждём когда "Академик Черский все же придёт на Балтику, пока он огибает юг Африки). Понятно, что сейчас низкий спрос (не прогнозировался в конце декабря). Понятно, что был риск попасть на штрафы из-за недопоставки (если была бы холодная зима).
Теперь плюсы. Во-первых, мощнейший избыток экспортных мощностей, и сразу - результат. За последние время немного успели поругаться и с Турцией и с Белоруссией, но никто серьёзно не намекал на перекрытие газового транзита. Были бы старые цены на газ (типа $10/млн БТЕ) можно было бы вообще оставить все экспортные мощности, и забыть про возможный шантаж транзитёров.

Во-вторых, даже если по украинскому коридору "Газпром" сейчас выходит "в ноль" (скорее всё же в минус), при этом (1) бюджет получает природную ренту (2) страна валютную выручку (3) идёт ценовая война и "Газпром" расчищает себе место в будущем.
Наконец, не стоит забывать, что в мае заканчивается транзитный контракт с Польшей. И здесь украинский коридор нам очень поможет, и возможно тогда будет заполнен полностью. Так как Польша нацелена на пересмотр стоимости транзита (об этом было известно давно, писал ещё в ноябре прошлого года).
Все темы, в общем-то, обсуждались ранее. Задача была скорее показать многофакторность всей этой истории, и какое решение было бы оптимальным (подписывать транзитный контракт или нет) не совсем очевидно даже задним числом. С одной стороны, из-за падения спроса можно было бы обойтись. С другой стороны, уже через два месяца маячит "польский фактор".
Но в целом, на перспективу, избыток газотранспортных мощностей придётся обрезать, пусть и теряя гибкость (возможно переведя её в европейские ПХГ). Газ сильно дорогим не будет, и текущая ситуация не позволяет получать нормальную прибыль. Чуть подробнее, как всегда в заметке.https://ria.ru/20200327/1569191406.html

(продолжение, начало в пред. посте) итоговый результат очень прыгающий - от убытков в 2018 году к "завышенной" прибыли в 2019 году (в этом году, видимо будет опять скачок наоборот), поэтому будем смотреть только операционную прибыль, а из финансовой части только расходы на выплату процентов по долгу, которые составляют значительную часть трат. Налоги на прибыль тоже в нулевом приближении не важны - главное была бы прибыль, а с налогами разберёмся.

Итак, выручка по прошлому году - 324 млрд рублей, операционная прибыль - 168 млрд, если из неё вычесть проценты по долгу (127 млрд), то получается "в плюс" - 29 млрд. Амортизация - 98 млрд, то есть размазывают её достаточно сильно (и ожидаемо) на 20+ лет.

То есть, если при прочих равных выручка снизится даже на 10%, то уже попадаем в минус. Конечно, текущие цены на нефть (30 долларов) как долгосрочные рассматривать неправильно, но прошлый год для нефтянки был очень неплохой. Новая долгосрочная цена вероятна ниже 60. Просядет и выручка от продажи конденсата, да и основная часть контрактов "Ямал СПГ" (весь СПГ для "Газпром->Индия", для CNPC, половина контракта с испанцами привязана к цене на нефть). Правда следует помнить, что заметная часть долговых обязательств (около трети) - это средства, предоставленные акционерами "Ямал СПГ" - то есть, это не "честный" долг, а акционерное финансирование, оформленное подобным образом. Понятно и то, что на первом году работы прибыль (при прочих равных, опять же) меньше всего, процент по долгу с каждым годом будут уменьшаться. Тем не менее, запас прочности по цене на нефть не выглядит очень большим.
Отвлечёмся от нефти. Удастся ли с выгодой продавать по ценам спот в Европу, скажем, по 4 доллара за млн БТЕ (оптимистичная цена)? Это 195 долларов за тонну. При производстве 18 млн тонн выручка = 3.5 млрд долларов, при 70 рублей за доллар =245 млрд рублей. Плюс, конечно, конденсат. Но при этом вырастут в рублях платежи про кредитам.
Какие два фактора усложняют картину? Во-первых, транспорт. В основных средствах и, соответственно, амортизации находятся также долгосрочный фрахт танкеров. Есть и операционные транспортные расходы (наверное это краткосрочный фрахт, ледокольная проводка(?) и др.), они составляют заметную долю себестоимости (см. картинку). То есть совсем рафинированную картину экономики завода СПГ мы, конечно, не получаем.
Второе. Указанные выше контракты с привязкой к нефти всем известны, но одновременно "Ямал СПГ" продаёт часть СПГ и трейдинговым подразделениям "Новатэка" и Total (какие там условия - неизвестно). В свою очередь, непосредственно прибыль акционеры (в т.ч. и "Новатэк" планируют получать) через дивиденды дочерней компании. Также, как и в "Арткик-2 СПГ", в "Ямал СПГ" было непропорциональное финансирование (хотя это в "+" для "Новатэка", но напрямую на экономику "Ямал СПГ" не влияет).
Также мы не знаем для всех случаев точку передачи СПГ от продавца к покупателю. В некоторых случаях это перевалка в Европе, в некоторых - прямой маршрут в Китай. Кроме того, контракт с CNPC - DES (с доставкой), а значит, в транспортные расходы входит и фрахт газовозов неледового класса для доставки в Китай (в случае западного маршрута). Ещё про неопределённости. По контракту с CNPC, цена СПГ= цена нефти*(коэффициент привязки к нефти =0.122) + фиксированный "транспортный" коэффициент (т.е. при нефти по 60 получаем $7,32/млн БТЕ+фикс.коэфф (он неизвестен, но должен быть большим). Но поставок в Китай по факту было не так много, как учитывается перенаправление грузов в Европу? CNPC - и акционер, и покупатель.

Можно долго продолжать разные сравнения и оценки и неопределённости. По осени мы с коллегой делали модельную оценку себестоимости разных СПГ-проектов (выкладывал ранее эту статью), для Азии у "Ямал СПГ" (с доставкой) получалась тогда $6,7/млн БТЕ при (IRR=10%). Эти цифры выглядят похожими на правду. Запас прочности при просадке нефти (от 60) есть, но не очень велик. И "Ямал СПГ"- один из лучших в мире проектов по себестоимости (правда, с дороговатым транспортом). Цены на газ, а последние дни и на нефть, сейчас всё же издевательские.

Предупрежу сразу: немного занудный отраслевой пост про экономику СПГ, кому интересно - велкам, кому не особо - не пугайтесь, такое публикую не часто.

На днях вышла отчётность "Ямал СПГ" за 2019 год по МСФО; здорово, что её выкладывают. Чем она интересна? Во-первых, тем, что это фин.результаты фактически отдельного проекта (в отличие скажем от отчётности всего "Новатэка", где выделить влияние сектора СПГ достаточно затруднительно, учитывая сложные схемы финансовых взаимоотношений между материнской и дочерними компаниями). Здесь можно не в теории, а на практике посмотреть экономику конкретного СПГ-проекта. Во-вторых, 2019 год - это первый год работы на полную мощность, в конце прошлого года испытания завершены, а значит, незавершённого строительства в рамках трёх первых линий уже нет, и, судя по всему, амортизация начисляется честно на все объёмы произведённого СПГ.

Каковы результаты? Тут следует отметить, что из-за большого валютного долга и ежегодно появляющихся курсовых разниц, (продолжение ниже)

Написал немного о том, что падение нефтяных цен означает для газовых рынков. Аспектов разных несколько, практически по пунктам.
1. В феврале стало известно, что доля нефтяной индексации в экспортных продажах "Газпрома" всего около 30%, а уже после этого был сделан пересмотр цен для Болгарии (тоже вероятно с переходом к биржевой цене). Итого, доходы "Газпрома" несильно пострадают от падения цен на нефть, хотя компании и при биржевых ценах на газ в 3 доллара за млн БТЕ невесело.
2. Напротив, на рынках СПГ в АТР нефтяная ценовая привязка по-прежнему распространена. Ещё недавно импортёры сильно нервничали: цена на СПГ по долгосрочному контракту достигала 9 долларов (60*0,14+0,5), против 3 долларов цен СПГ "на споте". Сейчас разрыв сократился (если совсем грубо, до 4,5 против 3), что пока снизит напряжённость в отношениях импортёров и продавцов СПГ. Попытки пересмотреть долгосрочные контракты, вероятно, будут отложены.

3. Понятно, что в текущих условиях вероятность новых инвестрешений по заводам СПГ резко падает. И дело не только в коронавирусе и замедлении экономики: всё ж таки временной лаг для завода СПГ 4 года. Просто исчезли механизмы, позволяющие окупить завод СПГ. Раньше, даже при низких ценах на газ, оставались 2 варианта окупаемости. 1) Долгосрочный контракт с продажей газа с "нефтяной" привязкой. 2) Весь объём СПГ с завода (а вместе с ним и ценовые риски) берут "на себя" нефтяные ТНК, впоследствии действующие как трейдеры. Сейчас, при нынешних ценах на нефть, СПГ не окупается с любой ценовой привязкой, а ТНК не уже не могут субсидировать за счёт дорогой нефти риски проектов СПГ.

4. История с американской Driftwood LNG компании Tellurian. Наверное, самый интересный из американских СПГ-проектов отложен в долгий ящик. Это произошло ещё до обвала нефтяных цен, во время визита Дональда Трампа в Индию в конце февраля. Тогда ожидалось, что индийские партнеры закрепят достигнутые ранее предварительные договоренности по покупке СПГ, а проект Driftwood LNG получит гарантированный сбыт, которого не хватало для принятия инвестрешения. Но Индия отложила подписание договорённостей. В результате проекту не помог ни тот факт, что он состоял из нескольких небольших линий (что в теории могло бы создать возможности для поэтапного строительства), ни заявленная рекордно низкая стоимость установок по сжижению, ни прямые инвестиции Total в Driftwood LNG.

5. Если во всём это искать хоть какой-то позитив для нас, то и его можно найти, без всякого "шапкозакидательства". Наша СПГ отрасль сталкивалась с непростой развилкой: (1) успеть занять место на глобальном рынке, но с иностранным оборудованием для своих заводов или (2) создать свои технологии и заводы, но опоздать с выходом на рынке. Текущая стагнация в отрасли позволит двигаться по второму пути. А на днях пришли позитивные новости о заключённых контрактах на оборудование для "Обского СПГ", построен он может быть к 2023 году. Напомню, этот завод ещё раз протестирует российскую технологию "Арктический каскад" (на ней скоро запускается "Ямал Т4" на 0.9 млн т), но на уже больших объёмах (2 линии по 2.5 млн). В результате, "Арктик СПГ-2" (инвестрешение принято в прошлом году) будет ещё с большой долей импорта, а дальше, надеюсь уже начнут масштабировать нашу технологию. Чуть подробней обо всём этом - в тексте.
https://ria.ru/20200318/1568745266.html

Ещё раз немного про сланцевую нефть. Теперь решение принято, цены упали и начинается самое интересное - как же будет физически реагировать сланцевая добыча, если проводить параллели с 2015 годом. Напомню, что тогда очень быстро посыпались буровые установки, но добыча росла ещё полгода. Причины понятны - тогда работала масса неэффективных установок на неэффективных участках, оставалось много вертикального бурения, которое ничего особо и не решало. А нормальные установки стали работать ещё эффективней, сроки бурения скважины упали с 2х месяцев до 3х недель. Сейчас все установки суперэффективны, поэтому такого большого лага падения добычи после падения числа буровых мы, скорей всего, не увидим (правда, тогда буровые упали в разы, будет ли в этот раз такое?). Дело за малым - дождаться падения числа буровых.

Пока мы видим только небольшой рост буровых, вчерашние цифры добавили ещё +1. Это инерция, да и статистика не включает в любом случае реакцию на события 6 марта. Что дальше? Даже со знаменитыми "хеджами" нет полного понимания. Вроде их много, но одновременно много и таких "хеджей", которые позволяли получать нефтяникам гарантированную высокую захеджированную цену, только если цена не упадёт ниже 40-45, а она намного ниже.

Остаётся и фактор незаконченных скважин (DUC), которых накопилось много. С одной стороны, компании их обычно приберегают, напротив, для лучших времён. Но сейчас, если нужно срочно расплачиваться по долгам, а операционный поток упадёт, то могут быстро потратить и эти скважины. Тогда добыча в какой-то момент может даже вырасти, запасы там приличные.
Действительно, сейчас, в отличие от 2015 года основные надежды на то, что у компаний большие задолженности. Occidental Petroleum срезала на 87% дивиденды и значительно CAPEXы. О снижении объёмов бурения сообщили уже и многие другие компании - здесь и задача оставить деньги на долги, и просто очень мало мест для бурения при таких ценах. Однако, есть вероятность, что администрация тем или иным способом поможет рефинансировать долги.

Итого, вроде у нас есть и опыт 2015 года, и куча новой информации, и больше понимания, как всё это работает, но всё равно неопределённости колоссальны. С одной стороны (факторы в пользу падения сланцев) - малое число мест для бурения при текущих ценах, необходимость отдавать долги. С другой стороны - DUC и возможная поддержка администрации с рефинансированием старых долгов. С фактором хеджирования из-за открывшихся обстоятельств также нет полного понимания. Rystad и EIA прогнозируют минимальные изменения объёмов сланцевой добычи к концу года, обвал ожидается только в следующем. Посмотрим.

В известном споре, что для Трампа лучше - дешёвая нефть (= дешёвый бензин) или дорогая нефть, но успех сланцев и самообеспечению нефтью, всё же считаю, что Трамп выбирает второе. Анонсированная продажа нефти из стратегического резерва США сменилась покупкой. В долгосрочной же перспективе, куда бы сейчас не упали сланцы, они вновь отрастут с повышением цен, и всё повторится сначала. Союз США, России и ОПЕК был бы оптимален для всех участников. И хотя сейчас это кажется фантастикой, исключать такое развитие событий я бы не стал. Кстати, раньше какая-либо координация действий американских производителей была невозможна, из-за обилия участников. Сейчас, когда мелкие компании находятся в предбанкротном состоянии и зависят от поддержки, а Exxon и Chevron занимают всё большую долю на сланцевом рынке, такая координация становится всё более вероятна. Чуть подробней - в тексте.
https://ria.ru/20200314/1568558321.html

Написал про украинскую солнечную энергетику. Уже рассматривал эту тему ранее, но сейчас там стало намного "веселее". На Украине уже 7 гигаватт ВИЭ мощностей (бОльшая часть - солнце, меньшая - ветер), из них 4.5 ГВт было введено в прошлом году. Тарифы выкупа зелёной энергии очень высокие, и дебет с кредитом для энергорынка уже не сходится, несмотря на наличие дешёвой энергии АЭС, за счёт которых и планировалось сделать приемлемую усреднённую цену. Но в результате.

1. Кое-где населению за несколько месяцев задолжали за выкуп энергии домашних СЭС. Ситуация неприятная - домохозяйства инвестировали до 30 тыс. долларов.
2. Чтобы свести балансы, тарифы населению поднимут минимум в 1.5 раза.
3. "Энергоатом" жалуется, что им и так поставили тариф ниже нижнего, но ещё и тут не расплачиваются, не хватает денег на инвестпрограмму и, если верить на слово, даже на топливо.
4. Технологически слабоманёвренная украинская энергосистема не может интегрировать ВИЭ. Уже регулярно отключались системным оператором и "ветер" и "солнце", хотя объёмы в 7 гигаватт не то, чтоб прям очень большие. Сейчас начнётся весна-яркое солнце, с массой новых СЭС будет ещё веселее.

5. Задним числом хотят пересмотреть тариф выкупа зелёной энергии для промышленных СЭС. Участники в ужасе. Нельзя не признать, конечно тарифы очень завышенные, но так не делается. Тем более, что в ряде случае под эти ВИЭ брались дорогие кредиты. К примеру ДТЭК, его зёленое подразделение, недавно разместил облигации в евро с купоном в 8.5% годовых (сейчас торгуются уже дешевле цены размещения, в тексте есть ссылка). Если тарифы снизят, удастся ли выйти участникам в прибыль с таким кредитом?
6.В отличие от РФ, где есть хоть какие-то требования по локализации, на Украине большинство оборудования импортное, потрачено уже свыше 5 млрд долларов на ВИЭ. На выходе - подорожание и недозагруз традиционной энергосистемы. Получается, что благие пожелания по отказу от импорта топлива в любом случае привели к импорту дорогого оборудованию, а в ряде случаев и оплате высоких процентов по кредиту для западных структур. Адекватные украинские наблюдатели похоже в лёгком шоке от происходящего. Подробности и разные ссылки - традиционно в тексте.
https://ria.ru/20200311/1568387956.html

Количество экспертов по нефти за последние дни утроилось, тем не менее, напишу тоже пару слов. Предупрежу сразу, что пост богат конспирологией, такие размышления обычно оставляю при себе, но случай с разрывом отношений в ОПЕК+ уж больно уникальный.
Сначала по фактам. Своё мнение по поводу борьбы со сланцем высказал в колонке (ссылка в предыдущем посте), за пару дней до разрыва в ОПЕК+, и его не меняю. Уничтожить сланцевую добычу не удастся, но возможно временно прибить её низкими ценами. Понятна вся эта история с долями рынка, но, на самом деле, при нефти $50-55 по Brent, сланцевая добыча сейчас и так уже не росла бы. Поэтому можно было бы договориться на удержание этого компромиссного уровня в 50-55 (пусть не 60, чтобы не отдавать дальше рынок, а новые временные сокращения потом отыграть обратно с ростом спроса после COVID-19).

Соответственно, если исходить из открытой информации, решение выглядит, скажем так, неоднозначным. Я не верю, что это ошибка, и, думаю, что мы чего-то не знаем, поэтому дальше рассуждения в области конспирологии.
Самое простое, это интрига с КСА. Тут и непонятная история, что, якобы, саудиты предлагали либо доп. сокращение до конца года, либо полный разрыв сделки. И странные вещи, происходящие сейчас в самом королевстве. Возможны разные полит. расклады в треугольнике РФ-КСА-СШ. А что может быть ещё, в контексте экономики?

Борьба со сланцем может и неплохое занятие, но издержки для нашей страны понятны, и один из главных рисков - это прожигание валютных запасов "под ноль" и недополучение валютной выручки от продажи нефти. Соответственно, если у лиц принимающих решения в качестве вероятного сценария - ожидание серьёзного ослабления доллара, то здесь всё встаёт на свои места. (А кое-какие шаги по снижению доллара в ЗВР уже были предприняты ранее). В таком случае, за валютные резервы можно не держаться, да и новые объёмы валюты нет смысла копить. В таких условиях можно и поиграть в ценовые войны. Конечно, секта свидетелей долларового "гиперка" живёт столько, сколько себя помню. Тем не менее, сейчас действительно вероятность резкого (10-30%?) ослабления доллара больше, чем когда-либо. Трамп всё время давит на ФРС с понижением ставок, не за горами с большой вероятностью отрицательные ставки по доллару. Кое-где таковые уже имеются, но для основной резервной валюты такого ещё не было. И тогда понятно, почему отказ от ОПЕК+ появляется нелогично в коронавирус-кризис, где казалось бы нужно сокращать добычу.

"Кризис+скорые выборы в США+необходимость высокого S&P500 для Трампа" = ставки в пол, если не ниже. Про независимость ФРС известно, и тем не менее. Одновременно, шансы на переизбрание Трампа выглядят достаточно высокими, по причине выхода в лидеры "Sleepy Joe" Байдена и прочего угара, что творится у демократов. И если доллар ослабнет, то мы в любом случае увидим нефть по $60 за баррель, только это будет уже немного другой доллар.
Кстати, существует мнение, что дешёвая нефть сама по себе приводит к снижению роли доллара, за счёт того, что падает объём расчётов в валюте, но этот аспект не очень понимаю, поэтому оставлю как довесок.

Всё это, конечно, конспирология, оцениваю вероятность такого развития событий не более 10% (но не менее важно, рассматривался ли такой подход при отказе от сделки ОПЕК+), однако если всё так и произойдёт, то разрыв сделки ОПЕК+ и все текущие флуктуации на этом фоне покажутся играми в песочнице. Пока же интересно посмотреть, что будет с нашей ключевой ставкой. По законом жанра, её должны, как минимум, оставить на текущем уровне, а, скорее всего, повысить. Если понизят, это ещё один довод в пользу вышенаписанного.