Энергия вокруг нас

Выскажусь по Украине. В частных беседах сложилось впечатление, что некоторые наблюдатели несколько ошарашены результатами, и считают это провалом. Сам я чего-то подобного и ожидал. Давайте по пунктам.
1. Долг "Нафтогазу" ($2.6 млрд+проценты) - да, он несправедлив, но отказаться от выплаты было практически невозможно. Договор изначально подразумевал, что споры решаются в Стокгольмском арбитраже. И, кстати, не стоит забывать, что "Газпром" сразу же после решения арбитража создал ещё из годовой прибыли аж за 2017 (!) год резерв под эту выплату.

2. По объёмам прокачки. Сначала про 2020 год. Год назад мы писали (тогда ещё в рамках работы Центра энергетики МШУ), что к СП-2 в срок на полную мощность запущен не будет. Хотя это и не соответствовало собственным чаяниям. Дания уже тогда затягивала, и кроме того, абсолютно официально было известно что к 01.2020 успевают достроить только одну ветку сухопутного продолжения СП-2 по территории Европы. Понятно было, что украинский транзит нужен, вопрос сколько.
Объёмы в 65 млрд в 2020, это, грубо говоря, стандартные объёмы транзита за вычетом южного направления ("Турецкий поток"). На фоне всех сложностей с СП-2 понятно, что 65 млрд нужны нам в 2020 году целиком. Возможно они и не будут выбраны, если СП-2 заработает к лету, но понятно и то, что прокачку на большие объёмы (эквивалентные 65 в год), но, скажем, на три месяца "Нафтогаз" подписывать бы уж точно не стал.

Дальше, следующие 4 года по 40 млрд, с 2021 года. Здесь собственно и находится основной компромисс. В зависимости от спроса в Европе и успехов в достройке второй нитки "Турпотока" по Европе (СП-2 здесь считаем - достроят), России нужно от 5 до 30 млрд кубометров транзита через Украину. Но это в случае равномерной загрузки всех труб, что редкость. Так что переплата здесь не так уж и велика. Учитывая, что, скажем, 30 млрд для Украины это минимум возможной прокачки в нынешней конфигурации ГТС. Получается, что речь идёт о дополнительных 10 млрд кубометров.

Добавим к этому Польшу. В мае заканчивается транзитный контракт по "Ямал-Европа". И дополнительные объёмы через Украину будут удачны в торге с Польшей. Цитирую свою колонку месячной давности: "Если мы увидим слишком большие объемы украинского транзита в новом кратко- или среднесрочном договоре, это не стоит воспринимать сверхкритично. Возможно, данные дополнительные объемы понадобятся уже в ближайшее время, когда закончится контракт по польскому транзиту."
Основной оставшийся вопрос - это цена прокачки, и разбивка годовых объёмов в рамках возможных колебаний суточных поставок. Но здесь уже начинаются домыслы, этих данных нет и возможно не будет. Пока ждём.

Подытоживая. Когда ещё год назад обсуждали, что украинский транзит будет нужен (просто если сложить объёмы по всем трубам), а с СП-2 и 2ой ниткой ТП по Европе не всё так просто (к 2020 году не успеваем), кое-где звучали и обвинения, назовём это так, в непатриотичности. В результате, на мой взгляд, всё развивается примерно в рамках прогноза. Не нужно создавать избыточных ожиданий, тогда не будет и разочарований.

Написал колонку по Украине. Всё меньше шансов, что контракт подпишут до боя курантов. Но ситуация сейчас не такая сложная, как в 2009 году. На юге уже есть две нитки "Турецкого потока", развилась система интерконнекторов в Европе, огромные запасы газа в хранилищах. Только по сравнению с прошлым годом в ЕС на 20 млрд кубометров больше: этого хватит, чтобы два месяца отбирать по 300 млн кубометров в сутки. Это больше, чем транзитируется по украинскому западному коридору даже в пиковых значениях. Да и остаётся каждый год к концу сезона в европейских ПХГ много газа (свыше 40 млрд в прошлом) - тоже дополнительный резерв. На Украине, которая набрала в свои ПХГ на 5 млрд больше, топлива тоже хватает. Так что вероятность, что договорённости будут подписаны позже 1 го января, очень велика. Ну а мы в таком случае станем свидетелями самой масштабной перегруппировки газовых потоков в Европе в условиях форс-мажора. В теории это одно, а как оно будет на практике - особенно интересно на юге (как в Южной Европе, так и на самой Украине). Подробней - в заметке. https://ria.ru/20191219/1562540212.html

Написал немного про балансы в нефтянке. 2020 год выдастся непростой, по прогнозам Rystad прирост добычи стран "не ОПЕК" окажется рекордным за десятилетия, +2.2 млн б/д (мбд). Спрос же вырастет традиционно на около 1 млн б/д. Rystad традиционно оптимистичен касаемо "сланца" (свыше 1 мбд прироста добычи в США в следующем году, в основном это сланец), но даже если прогноз по США уполовинить (об этом двумя постами выше), всё равно предложение превышает спрос, так что недавние новые сокращения ОПЕК+ на 500 тыс. баррелей пришлись очень вовремя.
Оставшийся прирост добычи - это в основном оффшорная (морская) добыча, где прогнозировать достаточно просто, и цифры едва ли будут отличаться от прогноза. Норвегия, Бразилия, Гайана.
Что дальше, после 2020 года? Неужели ОПЕК+ так и придётся сокращать добычу в пользу прочих производителей? В 2021 году может стать попроще - по ещё одному прогнозу (Sanford Bernstein) оффшорная добыча пройдёт свой максимум в 2020 году и потом начнёт снижаться. В результате, у ОПЕК+ будет передышка, возможно снятие ограничений по добыче.

Что здесь главное. Во-первых, все прогнозные значения колеблются в узких диапазонах - прирост спроса на 1 мбд (при этом плюс-минус 0.5 - вполне возможно), большие неопределённости со сланцем, как в ту, так и в другую сторону, ит.д. В десятилетний долгосрок наверное по проценту в год и будет расти спрос, будет расти и сланцевая добыча, и добыча прочих производителей. Но в моменте возможны регулярные разбалансировки. В результате, всё говорит о том, что предсказательная сила среднесрочных прогнозов, скажем прямо, минимальна. А ОПЕК+ придётся балансировать добычу, чтобы удержать цену в необходимом коридоре (скажем 60 долларов, с возможными колебаниями 55-75). То, увеличивая, то уменьшая свою квоту. Всё это может продолжаться и десятилетия.
https://ria.ru/20191218/1562495591.html

Reuters предоставляет справку по пошлинам в рамках торговой войны КНР и США после "сделки 15го декабря". Для нас важно, что 25%-ная импортная пошлина на американский СПГ со стороны Китая осталась в силе. (5%-ная на сырую нефть тоже). Напомню, что пошлина на СПГ в 25% фактически запретительная. Но это не приводит к падению экспорта СПГ из США, он просто идёт на прочие рынки (может быть, с меньшей прибылью, но это другой вопрос), а СПГ третьих сторон ранее предназначавшийся для этих рынков попадает в Китай. Тем не менее, определённый эффект от этой пошлины есть: прямые инвестиции в новый американский СПГ со стороны Китая, которые могли бы состояться, в такой ситуации, разумеется отсутствуют.
https://www.reuters.com/article/us-usa-trade-china-commoditiestariffs-fa-idUSKBN1YK0F1

Не то, чтобы я был суперпессимистом в отношении сланцевой нефти, но всё-таки прогнозы прироста добычи на 1 млн б/д (т.е. практически такой же прирост как в этом году), как мы видим у некоторых аналитических компаний, на фоне сильного снижения числа буровых установок (и повышения фин.дисциплины производителей) выглядят слишком оптимистично. В этом смысле, последние оценки IHS в 440 тыс. б/д прироста в следующем году больше похожи на правду. Всё же "drill baby drill" никто не отменял, вот та же IHS показывает (впрочем, таких картинок много), что будет, если вообще перестать бурить. Источник: IHS Markit.

Chevron на днях уведомил о предстоящем в 4 квартале списании активов на 10-11 млрд долларов, более половины из которых - вложения в сланцы региона Аппалачи - это газ, а не нефть. Любопытно, что именно к этому бассейну принадлежит знаменитый Марселлус, который даёт львиную долю добычи по приемлемой себестоимости (в т.ч. за счёт жирного газа), там же правда и менее популярная Ютика. Места, в целом неплохие, лучше, чем Haynesville Чисапика. Может дорого купили, может текущие низкие цены сделали добычу нерентабельной уже и там.
В целом, как уже не раз обсуждалось, инвестиции в сланцевый газ, в первую очередь сухой, т.е. не содержащий фракции более тяжёлых углеводородов, для американских компаний оказались даже менее удачными, чем инвестиции в сланцевую нефть. В сланцевой нефти, если (например, через банкротство) очиститься от нависания старых долгов и начать жизнь с нуля, то при текущих ценах можно добывать прибыльно. C газом всё намного запутанней, на него сильно влияет нефть и, наличие/отсутствие "широкой фракции лёгких углеводородов" (в российской транскрипции) в добываемом газе. При высокой доли этих компонент (пропан, бутан и конденсат), за счёт их продажи, себестоимость самого метана может уходить в ноль, и наоборот.
С другой стороны, попутный газ при добыче сланцевой нефти также вносит всё более существенный вклад в общий рост газовой добычи (сейчас это свыше 16% от всего добываемого газа). Это добавляет предложения и давит на цены. И если сланцевая добыча нефти будет замедляться, нужно помнить, что миллиардов 10-15 в год попутного газа в США сейчас просто сжигается. По мере ужесточения правил и строительства трубопроводов, они пойдут в добычу. В результате, число буровых на газ упало, но добыча пока растёт, а цены на газ держатся на низких уровнях. Компаниям с сухим газом в балансе совсем невесело. Вот такие парадоксы.

Написал про китайский уголь. Тема, конечно, немного скучная, хорошо редакция освежила "Гретой". Тем не менее, отслеживать её важно, так как именно динамика спроса на уголь в Китае определит прирост глобального спроса на газ и СПГ.
"Пик угля" в КНР похоже пока отменяется, вялое падение спроса за последний год сменилось небольшим ростом потребления. Хотя, конечно, с учётом особенностей статистики, оценки эти очень примерные.
Но точно строится 150 гигаватт новых мощностей угольных ТЭС. Приведёт ли это к увеличению угольной выработки электроэнергии или они заместят старые грязные станции - покажет время.
В любом случае, в это году Китай сбавил обороты в программе "от угля к газу", что собственно мы уже видим по спросу на СПГ и ценам. Ровно наоборот, кстати, два года назад при запуске программы, цены на СПГ зашкаливали до уровней 2014 года.
Китай провозгласил политику "чистого угля", строит хорошие угольные ТЭС с минимумом вредных выбросов (если говорить о частицах и окисях серы и азота), что позволит ему сохранить этот сектор, одновременно решая проблему смога. Поэтому сфера отопления и другие области, где запустить "чистый уголь" сложнее пока и являются основными сферами перехода "от угля к газу".
Но от эмиссии углекислоты всё равно никуда не деться. В этом контексте, существенный гипотетический глобальный налог на выбросы пока маловероятен, с текущей структурой энергопотребления Китай будет ему очевидно сопротивляться.
С другой стороны, если такой налог удастся продавить, следует ожидать более активного перехода от угля к газу по всем секторам. Обо всём этом подробнее - в заметке.
https://ria.ru/20191208/1562100598.html

Сланцевая революция и глобальный энергетический переход / Под ред.
Н. А. Иванова. — М. ; СПб. : Нестор-История, 2019. — 540 с.

Вот и вышла книга "Сланцевая революция и глобальный энергетический переход" под ред. Н.А. Иванова, в которой довелось принять участие (гл.11, про ценообразование на рынках СПГ), доступна для скачивания по ссылке в репосте ниже.

Признаться, как и многие, устал уже от комментариев по поводу регулярных соседских "перемог", но вот эта показалась любопытной. Идея перемоги в том, что Украина покупает у России электроэнергию очень выгодно - на 20% дешевле по сравнению с тарифами для населения в московском регионе. Но для правильного сравнения нужно учитывать традиционно высокую долю расходов распределительных сетей в тарифе для конечного потребителя (населения), особенно на низком напряжении. Видимо, "не, не слышали". (Строго говоря, в том числе из-за этого тариф для населения мог быть ещё выше, т.к. он несколько занижен из-за перекрёстного субсидирования). Сравнение в таком виде совершенно не корректно. Если по фактам, то цена экспорта российской электроэнергии в ноябре на Украину составила 3,6 рубля за кВт-ч - вполне приличная цена для оптовых продаж.
https://elektrovesti.net/68575_rosiya-eksportue-v-ukrainu-elektroenergiyu-znachno-deshevshe-nizh-prodae-vlasnomu-naselennyu

Написал оператив по "Силе Сибири". Перечитав, понял, что текст по своей идеи мало чем отличается от колонки, написанной свыше 5 лет назад, после подписания договора с Китаем. Это наверное и правильно. Правда, кое-что изменилось. Договор подписывался при 110 долларах за баррель, а сейчас - 60 с небольшим. И, если быть последовательным, нельзя не вспомнить проблемы СПГ Австралии, которые недавно обсуждали. Ведь наш проект, как и австралийские, достаточно дорогой, запаса прочности не было и при 110 долларах. Что уж говорить при 60. Тем не менее, и "задним числом", после того как цены упали, уверен, что его нужно было реализовывать. Во-первых, при всём при том, "Силе Сибири" помогла девальвация, в Австралии девальвация была меньшей нашей, а доля импорта в тех проектах - выше. Ну и главное. В Австралии стройки СПГ-заводы привели к дефициту газа. У нас же - "Сила Сибири" станет якорным проектом, который позволит высвободить новые запасы региона. Да, вероятно, "Газпром" заработает на проекте минимум. Но зато создаст новую нефтегазовую провинцию, аналогично западносибирской в 70-х. Вот только если тогда мы экспортировали первый газ за трубы, по которым этот газ поставлялся, то сейчас трубы большого диаметра уже давно российского производства. https://ria.ru/20191202/1561859521.html

(продолжение) Если говорить именно о котировках, то за 2018 год "Газпром" заплатил 29% от прибыли МСФО, а цель - выйти за два года на 50%. Поэтому умеренный рост вполне вероятен, но с учётом вышесказанного вилка не очень-то и большая для кратного роста котировок. Остаются и риски дальнейшей просадки (или даже фиксации на текущих уровнях) газовых цен.
При этом, постоянные читатели знают, что люблю газ, люблю "Газпром", но нельзя игнорировать ситуацию на рынке. Более того, являюсь владельцем относительно небольшого количества акций, полученных ещё по итогам, прошу прощения, ваучерной приватизации. Они пережили и падение 2008 года, так что наверное переживут и всё остальное. И если "Газпром" кратно вырастет, буду только рад. Не является инвестрекомендацией, критика, как всегда, приветствуется.

Время от времени выкладываю рассуждения о том, как низкие цены на газ в мире соотносятся с финансовым положением компаний, и насколько устойчива эта конструкция в долгосрочной перспективе. Посмотрел в этом ключе на такую несколько хайповую тему как "Газпром" и его котировки. Последнее время много обсуждений, в связи с доразмещением акций, переходом на новую див.политику и многое другое, все наслышаны. Акции уже выросли в этом году с типовых 150 до ±250 (в связи с ростом дивидендов), и кое-кто пророчит новые вершины уровней 2008 года. Но как-то сложно соотносить такой прогноз с той ситуацией на газовом рынке, которую мы видим.
Конечно, "Газпром" - это история, для описания которой понадобится не десяток страниц. Но если посмотреть на коленке и исходить из того, что ключевым фактором остаются цены на газ в Европе. А они в ближайшие годы будут под давлением. Средняя цена спотовых европейских рынков в 2018 года - около $8 за млн БТЕ, таких цен мы ещё не увидим долго. Для сравнения, сейчас зима на носу, а цены декабрьского фьючерса - $5,3. Наиболее радикальные наблюдатели уже предполагают, что летом будут какие-то неимоверно низкие значения в Европе.
При этом, не следует забывать, что у "Газпрома" есть поддержка в виде нефтяной привязки пока для большей части контрактов. По различным оценкам, уже в районе 35-40% - спот, остальное нефтяная привязка. Это поддержит среднюю цену реализации (коэффициент привязки официально не разглашается, его в явном виде и не существует, т.к. структура контракта чуть другая, чем в СПГ. Но часто считают его на уровне 0.1 (а выше некуда - уже СПГ продают с привязкой 0.11) то при нефти по 62, мы получим 6.2 доллара за млн БТЕ, возможно и меньше). Но старые контракты постепенно истекают, заменяться они будут контрактами с привязкой к биржевым ценам.
Остаётся надеяться, что к моменту когда "нефтяные" контракты истекут, спотовые цены всё же подрастут, но всё равно 6-6.5 долларов за млн БТЕ это здоровая долгосрочная цена. Теперь перейдём к близким тысячам за кубометры. 6.5 - это 230 долларов за тысячу кубометров. Но это скорее позитивный сценарий. Цены могут оказаться запросто и меньше. 200 долларов за тыс. кубометров - это $5.6 за млн БТЕ, чуть выше текущего "спота".
При этом, колебания европейских цен на уровне 20% (то есть, скажем от 240 до 200 долларов) - это вполне реальный вариант. И такое падение "съедает" значительную часть европейской сверхприбыли (из налогов учитываю грубо - только пошлину): 40долл снижения с тысячи куб.м*0.7 (за вычетом 30% пошлины)*200 млрд куб.м*65 за доллар= 364 млрд рублей. Это существенная сумма, для сравнения вся прибыль группы Газпром за 2018 год составила около 1,5 трлн (из них 400 млрд - это "газпромнефть"), а в 2017 году - 766 млрд. В 2018 году средняя цена реализации в ЕС - 246, в 2017 - 200.
В пятницу вышел отчёт за 9 мес., третий квартал ожидаемое падение прибыли, а суммарная прибыль за 9 мес. даже чуть больше чем 2018 году, но за счёт уменьшившихся финансовых расходов. Прибыль от продаж на 30% ниже. Средняя цена экспорта в ЕС по году анонсирована на уровне 202-205.
Конечно, "Газпром", это ещё и внутренний рынок, и "Газпромнефть", которая вносит существенный вклад в прибыль всей группы, и ГЭХ, и чуток "Новатэка". И масса прочих статей доходов и расходов, которые конечно нужно смотреть отдельно.
Ещё у нас скоро будет запущена "Сила Сибири". Но проект, скажем прямо, при текущих ценах хорошо если выйдет в ноль, при честном начислении амортизации, там больших прибылей не будет.
Итого, вполне возможные колебания цен на газ на горизонте ближайших лет могут подпортить отчётность "Газпрома". Есть и позитивные возможности развития событий: если будут расти объёмы без падения цены, то это неплохо, так как транспортные расходы, вносящие основной вклад в себестоимость, остаются по сути фиксированными: прямо или косвенно за них уже уплачено (остаётся понять, что будет с Украиной). Вообще, игры с себестоимостью могут много на что повлиять.

Написал небольшой обзор некоторых событий в секторе ВИЭ. Три истории - Китай, Украина, Германия, чем-то похожие, хотя каждая со своими особенностями.
Китай объявил новый этап снижения субсидий для ВИЭ, предыдущий привёл к спаду инвестиций.
На Украине в следующем году вводы ВИЭ могут упасть кратно: энергорынку не хватает денег для выплат "солнцу" и "ветру", а энергосистема уже столкнулась с проблемой интеграции - зафиксированы первые ограничения выработки ВИЭ оператором энергосистемы. От безудержного стимулирования хотят перейти к квотам.
Крайне неоднозначная ситуация в наземной ветроэнергетике Германии - новые вводы падают, в этом году будет 1,5 ГВт по сравнению с "плановыми" 4-5. Винят регуляторные факторы, но кое-кто и переход от системы FIT к системе аукционов.
В общем случае, если начальная цена аукционов близка к предыдущему гарантированному тарифу выкупа, переход на аукционы от тарифной системы не должен влиять на темпы развития сектора, но и в Китае это повлияло (непонятно, как при этом изменились тарифы), и, возможно, отчасти в Германии. Повлияет и на Украине, там, правда, урежут тарифы.
Общее же везде то, что со зрелостью сектора (и рост объёмов и конкурентоспособность), к ВИЭ уже не относятся как к "стартапу", а предъявляют всё более строгие требования. Замедлятся ли от этого темпы роста сектора? Думаю да, поживём - увидим. Обо всём этом подробней - в заметке.
https://ria.ru/20191129/1561730380.html

вот такую рекламу выдал интеренет. По сути, Total уже наполовину газовая (СПГ) компания. А с учётом того, что компания активно инвестирует и в обобщённый энергопереход, получается что на нефть приходится совсем немного. Это делает её интересной историей для наблюдения: что же будет с доходами на фоне избытка газа в мире и в некотором роде рисковом характере инвестиций в энергопереход. Особенно учитывая, что как мы ранее обсуждали, последние инвестиции в СПГ, за счёт которых компания и агрессивно занимает место на рынке, для Total выходят достаточно дорогими. Так или иначе, раньше нефтяные majors могли инвестировать к примеру в убыточный австралийский СПГ или неудачно в сланец (как эксон в XTO), но это были небольшие проценты от нефтяного бизнеса, и на финансовом состоянии нефтяных гигантов это критично не сказывалось, даже если проекты были провальные. Теперь же, по крайней мере в случае Total, так сделать уже не удастся. Похожая динамика будет и в других компаниях - переход типичен для многих majors.

Написал относительно простенький материал по газовым войнам. Тут не следует забывать, что на подходе у нас ещё один спор - в мае 2020 года заканчивается транзитный контракт с Польшей, где уже заявляли что хотят поднять расценки. При этом, если отношения с Украиной, несмотря на все сложности последних лет, в конечном счёте сводятся к деньгам, то в Польше партнёры намного более идейные. Самое очевидное - что украинский транзит ещё может пригодиться в торге с Польшей, поэтому если новый контракт с Украиной будет заключён на, как кажется, слишком большие объёмы, не стоит этого пугаться. Есть и другие аспекты: впереди, хотя это перспектива трёх лет, окончание контракта с Польшей на поставку газа. Наконец, история с поставкой американского СПГ для Украины через Польшу, тоже показательна. Известно, что Польша хочет стать мини-газовым хабом для стран Восточной Европы, и прямые поставки российского газа на Украину, если они состоятся, делают историю с хабом всё менее осмысленной. Словом, газовые отношения и торг с Украиной и Польшей нужно рассматривать не по отдельности, а в "треугольнике". Обо всём этом подробней - в тексте.https://ria.ru/20191122/1561417604.html

Написал ещё одну заметку на актуальную тему - все говорят об избытке СПГ, при этом строят и готовят новые производства. На что же расчёт каждого участника, что именно его газ окажется востребованным по приемлемой цене? Ответ в каждом случае индивидуален. В США, к примеру, одна история. Там этапы производственной цепочки разнесены по разным участникам. Кто-то, как Катар, надеется на свой самый дешёвый СПГ. А кто-то просто ошибается, и в результате будет в убытках. А то, что ошибиться в проектах на десятки миллиардов долларов вполне возможно, показала Австралия, ещё раз разобрал этот сюжет в контексте последних новостей.
Из новых проектов австралийский "успех" может повторить, на мой взгляд, LNG Canada. Изначально дорогой проект, стройка ещё толком не началась, а только газопровод уже подорожал на 7%. В Мозамбике тоже будет всё непросто.
Какие выводы? Во-первых, дефицит газа в Австралии может подсократить ожидающейся избыток СПГ на рынке. Во-вторых, то, что majors идут даже в дорогие проекты СПГ говорит в пользу того, что ТНК верят в сектор, надеются на спрос и соответствующие цены. (Ну или наступают на австралийские грабли). Что это означает для наших проектов? Для "Новатэка" строительство своего нового завода "Арктик СПГ 2" окажется очень дешёвым с учётом продажи долей в нём партнёрам. "Балтийский СПГ" ("Газпром") и "Дальневосточный СПГ" ("Роснефть"), надеюсь, всё семь раз пересчитают, прежде, чем принять инвестрешения. Подробней обо всём этом написал в материале.
https://ria.ru/20191119/1561069467.html

На днях прошла новость, что Saudi Aramco собирается поставлять СПГ в Бангладеш. Новость со стороны частная и отраслевая, но чем она интересна? Как минимум, три аспекта, подтверждающие тенденции, о которых писал ранее.
Во-первых, напомним, что Саудовская Аравия не производит СПГ, а некоторое время назад хотела даже импортировать его (чтобы заместить сжигаемые сейчас объёмы нефти, но потом передумали: всё равно ограничения на экспорт в рамках ОПЕК+, чего бы и не посжигать). То есть Aramco станет трейдером СПГ (что не новость, было известно и раньше). Трейдингом СПГ начинают заниматься почти все. Но чтобы продавать СПГ, нужно его где-то и покупать. Напомню, что ранее были планы что КСА станет инвестором и в наши арктические проекты СПГ, но не сложилось. Aramco купила доли в американских проектах СПГ, но пока это бумажные проекты, их реализация не началась.
Во-вторых, Бангладеш. Один из самых перспективных новых рынков СПГ, и не случайно компания (как и многие другие) стремится закрепить свои позиции именно там.
И в-третьих, куда пойдёт СПГ? В электрогенерацию, проекты LNG-to-power. Вроде и СПГ не самый дешёвый источник газа, и ветряки с "солнцем" якобы уже дешевле генерации из газа, и тем не менее СПГ (электростанция 3,6 ГВт!). В новой глобальной генерации будет смесь разных источников, и списывать оттуда газ, как любят делать некоторые апологеты ВИЭ, рановато.
https://www.cnbc.com/2019/11/13/reuters-america-saudi-aramco-to-supply-lng-to-bangladesh-as-part-of-power-deal.html

углеводородов компания не получила. В последнее время Chesapeake постаралась уйти на более перспекивные участки, на Eagle Ford, но поздно. И кстати, Chesapeake, это уже не только газ, но и приличные объёмы нефти - около 120 тыс. баррелей в сутки (суммарная добыча всех углеводородов 480 тыс. б. нефтяного эквивалента). Поэтому сообщается, что несколько долларов к текущей цене нефти могли бы помочь выйти компании из тупика.
Так или иначе, если быть объективным, то у других "сланцевиков" всё немного получше. Но и следить за Chesapeake интересно всё-таки компания это "знаковая" в сланцах, кроме того, с историей скандала с CEO компании, который закончился трагически. Chesapeake - это один из пионеров сланцевой революции в газе, и конечно, он взял на себя все сложности, в том числе выражаемые деньгами, этой пионерской деятельности.
Тут, наверное, красиво было бы ввернуть фразу про революцию - кто её задумывает совершает и пользуется плодами. Но разделение сланцевых компаний на фанатиков, романтиков ит.д. не имеет особого смысла, а с плодами - для самих сланцевиков - тоже всё негусто.

Акции американского сланцевого добытчика Chesapeake Energy пробивают очередное дно ($0.81). Заголовки скромно сообщают о "20-летнем ценовом минимуме", но по сути акции упали более чем в 75 раз от максимумов 2008 года и более чем в 30 раз от локальных максимумов 2014 года. Понятно, что оба максимума были связаны с высокими ценами на нефть. Но и в последние три года, когда цена на нефть "устаканились", акции болтались на отметке 3-5 долларов, а сейчас вот постепенно сложились ещё в несколько раз.
Почему так получается? Формальные цифры говорят о возможных затруднениях финансирования из денежного потока обслуживания долга (а рефинансироваться то не дадут) и новых кап.затрат, необходимых для поддержания объёмов добычи.
Если же говорить о сути, то один из факторов - компании не повезло с их основным сланцевым плеем Haynesville. Добыча там оказалась намного дороже, чем на том же Marcellus. Но главное - газ там сухой, то есть тех возможностей, когда дешёвый газ компенсировался для добытчиков продажей попутных жидких