Российская нефтянка вступает в сложный год

Главный директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Громов дал развернутое интервью "Новым известиям" о первой реакции рынка на введение ценового "потолка" на морские поставки российской нефти, а также о перспективах российского нефтяного экспорта в следующем году
https://newizv.ru/interview/10-12-2022/aleksey-gromov-byudzhetu-rossii-pridetsya-zabyt-o-neftegazovyh-sverhdohodah

Мировой нефтегазовый сектор не торопится с новыми инвестициями, несмотря на рекордные прибыли...

Рост мировых цен на углеводороды по итогам 2022 г. увеличит суммарный приток денежных средств от операционной деятельности в мировом нефтегазовом секторе более чем на 50% (г/г), что создает значительный профицит денежных средств у нефтегазовых компаний.

Однако последние явно не торопятся с новыми инвестициями в нефтегазовые проекты, предпочитая либо инвестировать преимущественно в низкоуглеродные проекты на перспективу, либо распределять растущий денежный поток между привлечением акционеров через дивиденды и обратный выкуп акций, а также погашением долговых обязательств.

Таким образом, проблема структурного недоинвестирования нефтянки сохраняется и может обостриться в любой момент, если глобальная рецессия мировой экономики будет быстро преодолена, например, за счет "оживления" китайского экономического дракона.

Алексей Громов: Хорошо, что не поддержали введение предельного уровня скидки

Российские власти решили на законодательном уровне запретить прописывать «потолок» цен на российскую нефть в контрактах, пишут «Ведомости». «НиК» решил поинтересоваться у экспертов, как они относятся к данной редакции ответа России на введение price cap.

«Пока неизвестно, в какой редакции данный документ будет принят, поскольку мы боремся за то, чтобы наша нефть на мировом рынке продавалась по рыночным принципам. Если стоимость Urals складывается на уровне $43-45 за баррель, то она так и будет продаваться[…]

Что касается запрета поставок российской нефти в те страны, которые приняли решение об официальной поддержке ценового потолка, то я к этой идее отношусь прохладно, поскольку реального экономического эффекта она не возымеет», — считает главный директор по энергетическому направлению Института энергетики и финансов Алексей Громов.
@oil_capital

Похороны глобализации: зачем ЕС втянули в торговую войну США и Китая?

У нас в стране говорится: "Вода у друга лучше, чем у врага мед". По всей видимости, руководство Евросоюза придерживается мудрости русского фольклора, когда речь заходит об экономической стратегии. Иначе объяснение выбора США в качестве стратегического союзника превращается в задачу "со звездочкой". Как Европа стала разменной монетой в торговой войне США и Китая и как современные реалии отразятся на глобализации - читайте в нашем новом неэнергетическом посте.


https://dzen.ru/a/Y5iao6eiLntDA-YG

Риски внутри

Российская электроэнергетика продолжает стабильно работать несмотря на западные санкции и уход из России иностранных поставщиков, однако возникающие сейчас перед отраслью вызовы требуют быстрых ответов, в том числе – в изменении подходов к регулированию.

Выработка электроэнергии в России по итогам 2022 года незначительно увеличится – до 1,16 трлн кВт•ч (на 3–5 млрд кВт•ч), а экспорт упадет на треть – до 16 млрд кВт•ч. При этом выручка компаний сектора будет расти, но прибыль сократится на 15–20%. В технологическом плане ситуация в российской электроэнергетике остается стабильной, за исключением обеспечения поставок газовых турбин и ПО, но эти проблемы могут быть решены в ближайшие несколько лет. Серьезные вопросы вызывают используемые сейчас подходы к регулированию внутреннего рынка, и здесь требуется быстрая реакция регулятора.

О том, что нужно делать, рассказывает в своей колонке для ИнфоТЭК заведующий сектором экономического департамента Института энергетики и финансов Сергей Кондратьев.

https://itek.ru/analytics/riski-vnutri/

Российский уголь очнулся после постшокового восстановления

Ситуация на мировом рынке для российского угля в настоящее время стабилизировалась. Отрасль переварила санкционный фактор и приспособилась к новой реальности.

Старший эксперт фонда Института энергетики и финансов @IEFnotes Александр Титов рассказал ИнфоТЭК, что угольная отрасль чувствует себя достаточно неплохо, и в ближайшее время нет факторов, которые могли бы существенно ухудшить ситуацию.

Конечно, российским компаниям приходится сейчас продавать уголь с дисконтом, однако ситуация постепенно улучшается: с рядом потребителей уже налажены отношения, и чем дальше, тем больше у угольщиков будет возможностей для поиска трейдерских, страховых компаний, судовладельцев.

"Сейчас мы видим постшоковое восстановление", — подчеркнул Титов.

В ближайшие месяцы эксперт видит улучшение ситуации для российского угля, так как зимой цены скорее всего пойдут вверх и опять достигнут $350-400 за тонну с текущих около $250.

"Конечно, наши цены на $100 долларов не вырастут, но на $30 могут и подрасти, а затем закрепятся на этих отметках, что очень выгодно для наших угольщиков", — сообщил эксперт.

Более подробно о перспективах российской угольной отрасли читайте в материале ИнфоТЭК.

Расчетный CIF Urals в Индии и среднеэкспортные цены в Индии на Urals и Arabian Light

Похитители маржи: кто на самом деле зарабатывает на нефтяных скидках?

Сегодня речь пойдет о поставках Urals в Индию. Дисконт на Urals обсуждается в публичном пространстве уже несколько месяцев, но наболевшие вопросы повисли в воздухе. Откуда взялась скидка $35/барр.? Почему мы позволяем Индии наживаться на наших ресурсах? Почему цена на Urals после эмбарго резко обвалилась, если мы заранее перенаправили поставки?

Справка: FOB – цена нефти в порту отгрузки, CIF – цена нефти в порту получателя, значения различаются на стоимость фрахта с соответствующим временным лагом. Для наших расчетов мы использовали ставку фрахта Черное море – Сингапур и лаг 30 дней из-за отсутствия более точных данных.

С помощью нехитрых вычислений (FOB Urals + фрахт) мы можем рассчитать индикативную цену в Индии, которая в сентябре составит $78,3/барр., в октябре – $73,9/барр., скидка к Brent таким образом окажется $11,5-19,5. Но рынок сам определяет реальность: согласно таможенной статистике Индии, Urals поступала в страну по стоимости $91,3 в сентябре и $87,1 в октябре. Ситуация круто меняется и не выглядит драматичной: реальный октябрьский дисконт к Brent всего $6,2. Вопрос: куда пропали $13 маржи по пути из Новороссийска в Индию?

Небольшое отступление. Российские нефтяные компании в подавляющем большинстве случаев продают нефть через трейдеров, а не напрямую. Причем в российской юрисдикции трейдеров не водится. Можно условно выделить три большие группы: дочерние структуры наших ВИНК – Litasco, Gazprom neft trading, Tatneft-Europe, международные компании – BP, Shell, Exxonmobil, международные трейдеры – Vitol, Glencore, Gunvor. Если расчеты верны, то маржу $13 забирают себе именно трейдеры, а не индийские покупатели.

С наступлением эмбарго старому порядку пришел конец: международные трейдеры, поголовно зарегистрированные в Швейцарии, выбыли из игры. Может быть с этим связано резкое падение FOB Urals до $45? Отчаиваться не стоит, «свято место пусто не бывает». Сингапурские, дубайские и даже турецкие трейдеры оторвут с руками маржу в $13, но мы надеемся, что российские компании возьмут инициативу в свои руки.

О «потолке цен» на газ в ЕС тезисно:

1. Речь не идет о «потолке цен» на российский газ, как ошибочно пишут многие, даже уважаемые СМИ. Такой вариант действительно обсуждался, но уже к началу октября был снят с повестки дня (он стал просто неактуален в силу падения доли российского трубопроводного газа в структуре поставок в ЕС с 40-45% до 7-8%, при том, что российский газ еще и один из самых дешевых).

2. Этот «потолок» не имеет ничего общего с «потолком цен» на российскую нефть ни по сути, ни по практической реализации.

3. Наиболее дорогой газ в ЕС сейчас – норвежский трубопроводный и СПГ, поскольку они ориентированы на биржевые индексы TTF. После того, как в сентябре провалились переговоры с Норвегией о снижении контрактных цен, было принято решение разработать универсальный «потолок», который сдержит рост цен по всем долгосрочным контрактам.

4. «Потолок» касается только трех инструментов (фьючерсов на месяц, на три месяца и на год вперед). Для спотовой торговли (внутри дня и на день вперед) и для внебиржевых сделок ограничений нет.

5. В отличие от первоначального варианта Еврокомиссии (от 22 ноября), в итоговой версии «потолок» распространили на все газовые хабы ЕС, а не только на TTF. Правда, до конца марта 2023 г. Еврокомиссия может рекомендовать исключить отдельные хабы из-под его действия.

6. Странам ЕС не удалось преодолеть идеологический раскол по вопросу допустимости вмешательства в рыночное ценообразование на газ. Насколько известно, при пробном голосовании 19 декабря девять стран проголосовали против. При итоговом – Германия, скрепя сердце, всё же согласовала «потолок», Нидерланды и Австрия – воздержались. Еврокомиссия негласно остается противницей применения «потолка».

7. Финальную версию «потолка» сложно назвать компромиссом. Сторонники ограничения цен (Италия, Франция, Бельгия, Польша, Греция и др.) осуществили то, что хотели, и даже больше, заломив руки остальным странам угрозой блокировать другие, ранее согласованные меры по стабилизации рынка (они касаются совместных закупок газа и взаимопомощи в поставках между странами ЕС).

8. При этом Еврокомиссия всё же отстояла оговорки, согласно которым она может в любой момент заблокировать применение «потолка», если будут выявлены риски для безопасности энергоснабжения, финансовой стабильности, сокращения предложения газа или увеличения спроса на газ. В частности, если спрос на газ вырастет на 15% в течение месяца или на 10% в течение двух месяцев, либо значительно сократится импорт СПГ, либо объем торгов на TTF заметно упадет по сравнению с тем же периодом прошлого года.

9. Вероятность применения «потолка» на практике высока. Выше 180 евро за МВт·ч (около $2000 за тыс. куб. м) цены на TTF держались в этом году долго – с конца июля по конец сентября. По многим оценкам, к лету 2023 г. они должны были вернуться на уровень 180-200 евро (с текущего 105-140 евро).

10. Основная проблема «потолка» в том, что он ломает естественный механизм рыночной адаптации к шокам со стороны предложения, хотя именно он помог ЕС в 2022 г. за считанные месяцы заместить большую часть российского трубопроводного газа (путем резкого роста импорта СПГ и сжатия спроса – проще говоря, за счет установления крайне высоких оптовых цен).

11. Но реальной проблемой это может стать только при неблагоприятном стечении обстоятельств (быстром росте потребления СПГ в Азии, критическом сокращении запасов газа в ПХГ, начале восстановительного роста спроса в самом ЕС и т.п.). Всего этого в 2023 г. может и не произойти. Поэтому говорить о краткосрочной пагубности «потолка» пока рано.

12. Краткосрочно из-за «потолка» может резко разойтись динамика фьючерсных и спотовых цен на TTF. Такое уже было в октябре 2022 г., но тогда спотовые цены оказались значительно ниже фьючерсных, а в 2023 г. может наблюдаться обратная картина.

13. Более серьезными могут быть средне- и долгосрочные последствия. Прежде всего, «потолок» стимулирует уход с TTF части финансовых игроков, зарабатывающих на торговле деривативами на газ. Потенциально это может подорвать ликвидность ценообразования на TTF и других хабах континентальной Европы, а соответственно лишить европейский и мировой рынок одного из ключевых реальных бенчмарков.

14. Снижение ликвидности TTF может повысить ценообразующую роль других континентальных хабов (в Германии, Австрии, Италии), если они получат исключение, и отчасти восстановить позиции британского NBP, сильно пошатнувшиеся в последние годы.

15. Серьезный удар получает сам институт биржевой торговли газом, который может быть переосмыслен и отчасти изменен не только в Европе, но и на других рынках.

16. Влияние «потолка» на поставки российского газа можно назвать нейтральным. С одной стороны, немного просядет маржа (в рамках контрактной привязки к биржевым котировкам), с другой – потенциальное снижение предложения СПГ на европейском рынке увеличит востребованность российских поставок в наиболее тяжелые для рынка ЕС 2023-2024 гг.

17. Для азиатского рынка введение «потолка цен» в ЕС можно назвать спасательным кругом: ему проще и существенно дешевле, чем ожидалось, будет конкурировать с Европой за грузы СПГ, что может отчасти стимулировать спрос и сократить непомерно возросшие издержки.

Цены на российскую нефть действительно сильно упали из-за логистических проблем

Цены FOB Urals последовательно падали в декабре: с $58,2/барр. (01 декабря) до $43,3/барр. (10 декабря). В итоге, во вторую декаду декабря цены на FOB Urals зафиксировались в коридоре $45-48/барр.

Следовательно, ценовой спред между FOB Urals и Brent расширился с $28,6/барр. (01 декабря) до $36,5/барр. (20 декабря). Столь значимое расширение ценового спреда объясняется ростом затрат на фрахт и страхование в условиях введенного 05 декабря эмбарго ЕС на закупку российской нефти, что приводит к увеличению логистического плеча доставки российской нефти до альтернативных покупателей в Азии.

Ценовые скидки на российскую нефть сорта ESPO также выросли до $6,5/барр. При этом цена ESPO остается на уровне выше «ценового потолка» в $60/барр. Вследствие этого, как минимум два крупных судовладельца, China Cosco Shipping Corp. и греческая Avin International Ltd., отказались от перевозки российской нефти ESPO с 5 декабря.

Так ли сильно снижается морской экспорт нефти из России?

Согласно данным Eikon по отслеживанию танкеров, в середине декабря ежедневные подтвержденные морские отгрузки нефти из РФ значительно снизились до среднего уровня 1,4 млн барр./сут. Однако после минимальных значений 14-16 декабря (0,6-0,7 млн барр./сут.) отгрузки начали восстанавливаться до 2,0 млн барр./сут. (19 декабря), но они все еще ниже начала декабря, когда отгрузки были на уровне 2,6-2,7 млн барр./сут.

Отгрузки российской нефти в Европу снизились до минимальных значений (по сути, остались только отгрузки российской нефти в Болгарию, для которой предусмотрено исключение в рамках эмбарго). Также в условиях неопределенности по правоприменительной практике ценового "потолка" временно приостановлены официальные танкерные поставки российской нефти в Турцию.

Сократились и официальные поставки в Индию и Китай, которые продолжают оставаться основными покупателями российской нефти, зато значительно выросли поставки нефти без указания конечного пункта назначения.

Однако не следует преждевременно посыпать голову пеплом, поскольку если это действительно так, то в российских портах должны были возникнуть проблемы с заполнением хранилищ, чего пока не наблюдается. Также мы пока не слышим о каком-либо затоваривании нефтебаз. Другими словами, возможно, российский нефтяной экспорт начал уходить в "серую" зону и использовать "теневой флот" по примеру Ирана? В этом случае официальные данные о движении танкеров с российской нефтью уже не будут в полной мере отражать реальную ситуацию с российским нефтяным экспортом.

Вместе с тем, пока недостаточно данных, чтобы подтвердить или опровергнуть это предположение, поэтому мы продолжаем следить за развитием событий...

В США не смогли найти "российский след" в подрыве "Северных потоков"

21 декабря газета Washington Post опубликовала результаты собственного опроса ответственных лиц из разных стран, имеющих доступ к информации о расследовании диверсий, произошедших 26 сентября на газопроводах «Северный поток – 1» и «Северный поток – 2». Эта первая публикация в крупных западных изданиях, где выражено большое сомнение в причастности к указанным диверсиям России (такое обвинение широко распространено в Европе и США, в числе прочего оно озвучивалось многими официальными лицами, включая президента США Дж. Байдена). Как отмечается в публикации, за почти три месяца расследований не удалось найти никаких доказательств того, что за взрывами на газопроводах стояла Россия.

Перспективы российской нефтянки на 2023 год: "обвала" не произойдет, но трудности с экспортом усилятся...

Мы уже писали, что в 2023 году нам, к сожалению, придется "забыть" о нефтегазовых сверхдоходах, но сложности с экспортом российских нефтеналивных грузов будут, очевидно, нарастать, особенно в первой половине года, и, как следствие, понижать российскую нефтедобычу.

«Обвальное» падение российского нефтяного экспорта морским путем в декабре уходящего года, о котором заявляли зарубежные наблюдатели, пока не означает долгосрочной тенденции. Возможно, Россия начала задействовать свой теневой флот танкеров, который создавался в течение этого года по иранской схеме. Возможно, логистический бизнес просто перестраивается на работу в условиях новых санкций. Время покажет.

Однако мы ждем еще одного удара по российской нефтяной отрасли — вступления в силу эмбарго на экспорт российских нефтепродуктов на рынок стран ЕС (с 05 февраля 2023 г.), который мы по большому счету не успели заместить за последние шесть-семь месяцев, потому что альтернативной по своим масштабам рыночной ниши для российских нефтепродуктов в Азии попросту не существует.

И это может действительно стать существенной проблемой для России, поскольку вынужденное и весьма существенное сокращение экспорта нефтепродуктов вызовет соответствующее сокращение нефтепереработки и усилит падение добычи в отрасли, которое может составить от 7% до 10% (от 37 до 53 млн т) в годовом исчислении. Другими словами, отрасль может столкнуться с повторением ситуации 2020 года (резкое сокращение добычи нефти в РФ в мае-июне 2020 г. в рамках Соглашения ОПЕК+ на фоне коллапса мирового спроса из-за ковидных ограничений), только падение добычи не будет резким и одномоментным, а будет растянуто во времени.

Но это текущая оценка ситуации, которая может быть скорректирована в сторону снижения негативных ожиданий, потому что жизнь показывает, что бизнес находит способы работы в условиях санкционных ограничений и их преодоления совместно с зарубежными партнерами, настроенными на конструктивное взаимодействие с Россией.

Covid в Китае = газ в Европе

После отказа от политики «нулевого Covid» на Китай обрушилась невиданная волна заболеваемости. За 20 дней декабря заразилось 248 млн чел., в день – до 37 млн чел. Цифры действительно приводят в ужас, а резкий разворот политики Китая, не свойственный властям, вызывает удивление. С чем связаны перемены? Почему так много заразившихся? Когда ждать роста спроса на нефть и газ?

Помимо Китая, стратегии Covid-Zero придерживались Южная Корея, Новая Зеландия, Австралия и др. Бескомпромиссная позиция требует регулярных локдаунов, изоляции больных, повсеместного тестирования и т.д. Среди преимуществ – минимальная смертность и сохранение роста ВВП (хоть и на грани рецессии). Однако распространение более заразного «омикрона», недовольство населения и стагнация заставили большинство стран отказаться от политики «нулевого Covid». Китай продержался дольше всех – без малого три года.

В 2022 г. очевидно, что Covid-Zero был заведомо проигрышной стратегией. В то время как США, Япония, Германия и другие страны после падения ВВП в 2020 г. начали быстро восстанавливаться, Китай в 2022 г. столкнулся со стагнацией из-за череды непрекращающихся локдаунов. По данным ВОЗ, в большинстве стран мира уже сформировался иммунитет к Covid-19, выработанный в результате болезни/вакцинации, но Китаю предстоит пережить то, с чем остальные страны столкнулись в 2020 г.

Заболеваемость в абсолютных числах шокирует: 248 млн чел. Рассмотрим ситуацию со стороны статистики. В Южной Корее после отказа от «нулевого Covid» в марте 2022 г. (месячный пик) заразилось 10 млн человек – 19,5% населения. При условии, что в Китае в декабре заразится 300 млн человек, показатель составит 21%. Выходит, что происходящее сейчас в Китае вполне ожидаемо, а впереди страну ждет возврат к обычной эпидемиологической ситуации и нормальной работе экономики. Однако пик в КНР может растянуться на несколько месяцев из-за предстоящего празднования Нового года в конце января (по лунному календарю) – китайцы традиционно путешествуют и празднуют в большом семейном кругу. Поэтому логично предположить, что спад эпидемии начнется в начале февраля.

Таким образом, европейскому отопительному сезону пока не угрожают ни Китай, ни холодная погода.

Промежуточные итоги отопительного периода в Европе

1. Если совсем коротко, то европейское «газовое чудо» продолжается. Его рецепт незамысловат, но и неповторим: высокие цены, по-прежнему слабый спрос в АТР (вызванный не только ценами) и предельно благоприятные погодные условия. Отопительный период в ЕС не только начался рекордно поздно (14 ноября), но и отличается удивительной мягкостью. По сути, «нормальная» зимняя погода за эти полтора месяца стояла лишь с 29 ноября по 19 декабря. Относительная теплая погода в ЕС, по текущим прогнозам, может продержатся еще не меньше недели, а то и двух.

2. Дело дошло до того, что 24-26 декабря ПХГ ЕС перешли в режим преимущественной закачки газа, а во многих странах закачка превышала отбор и 27-28 декабря (последние доступные данные). Для этого времени года это, прямо скажем, нехарактерно.

3. В итоге с 14 ноября по конец декабря из ПХГ ЕС было отобрано всего 12,5% от их номинальной мощности по сравнению с 20,7% в 2021 г. или 16,8% в среднем за 2016-2020 гг. Текущий уровень запасов (83,2%) – лучший показатель за все последние годы, за исключением тоже аномального 2019 года (тогда все ждали прекращения с 1 января 2020 г. транзита российского газа через Украину и запасы старались почти не тратить). В итоге запасы на 28 декабря остаются в полтора раза выше по сравнению с 2021 годом (53,4%).

4. Теплая погода наряду с высокими ценами помогает резко сокращать спрос. По предварительной оценке Евростата, потребление газа в ЕС с августа по ноябрь 2022 г. сократилось на 20,1%, что намного выше ожиданий (даже целевой уровень Еврокомиссии был определен на уровне 15% и считался трудно достижимым). В декабре, судя по всему, динамика будет схожей.

5. При этом предложение остается стабильным, общий импорт ЕС уверенно держится около 28 млрд куб. м в месяц. В декабре, правда, немного просели трубопроводные поставки из Норвегии, но их снижение компенсировал рост импорта СПГ и алжирского трубопроводного газа. Такие высокие поставки из Алжира не наблюдались, к слову, с начала 2021 года. Поставки СПГ не рекордны, но близки к пиковым значениям конца апреля и начала июля 2022 года.

6. Биржевые цены на европейских хабах, в условиях устойчивого предложения, реагируют, в основном, на спрос, а соответственно на погоду. При этом с начала отопительного периода спотовые и фьючерсные цены (сильно разошедшиеся в октябре – начале ноября) вновь сошлись вместе и мало чем отличаются друг от друга. 13 ноября спотовая цена на TTF была около $745 за тыс. куб. м, на следующий день (начало отопительного периода) она резко выросла почти до $1200. Пикового значения на уровне выше $1600 спотовая цена достигла 7 декабря. В целом, цены выше или около $1500 продержались с 30 ноября по 15 декабря, после чего начали вновь снижаться, опустившись к концу месяца (начиная с 24 декабря) ниже $900.

7. При сохранении текущих благоприятных тенденций (в части как предложения, так и спроса), к концу отопительного периода (условно 31 марта 2023 г.) в ПХГ ЕС может остаться до 50% от номинальной мощности. Это почти гарантированно обеспечивает накопление достаточных запасов газа в ПХГ к следующим двум зимам (на уровне 90-95%), что снижает риск «замерзания» Европы до 2025 года. При менее благоприятных сценариях запасы опустятся до 30-35%, но уже вряд ли ниже, что тоже не так уж плохо.

8. В этом случае ценовая динамика будет значительно «спокойнее», чем ожидалось еще недавно, и среднегодовая спотовая цена на TTF может оказаться даже ниже, чем в 2022 году (по нашей оценке, последняя составит около $1340 за тыс. куб. м).

9. Всё это не исключает возможных ценовых всплесков, как в феврале-марте (менее вероятно – в январе), так и летом, но их амплитуда будет, вероятно, не столь шокирующей, как в уходящем году.

10. Основные риски для Европы в 2023 г. связаны, на наш взгляд, с возможным сокращением предложения СПГ в случае более активной, чем пока ожидается, конкуренции со стороны азиатских потребителей (это зависит, прежде всего, от снижения цен и ценовой конкуренции, в меньшей степени – от развития коронавирусной эпидемии в Китае – см. наш пост выше). Нельзя исключать также частичного восстановительного роста спроса на газ в самом ЕС, учитывая, что его столь резкое сокращение носит явно нездоровый и, вероятно, временный характер.

11. Подытоживая, Европа не «замерзнет» ни в эту зиму, ни, чуть менее вероятно, в последующие две, но баланс спроса и предложения останется весьма хрупким, а потому общая нервозность и высокая ценовая волатильность будут характерны для этого рынка еще довольно долго. Возможно, вплоть до 2026 года.

12. Следует отметить, что приведенные оценки не учитывают возможность частичного восстановления экспорта российского трубопроводного газа. Исходя из текущих поставок, суммарный экспорт российского трубопроводного газа в ЕС составит в 2023 г. лишь около 25 млрд куб. м. Если представить, что он сможет увеличиться хотя бы до 40-50 млрд куб. м, то это сильно облегчит общее положение на рынке и будет способствовать снижению цен.

Европа настолько «расслабилась» во второй половине декабря, что, начиная с 16 декабря, вновь временно отказалась от «ценовой премии» к азиатскому рынку газа, как это уже было в октябре – первой половине ноября. Потенциально это способно снизить предложение СПГ на европейском рынке, но, скорее всего, как только возникнет такая угроза европейские спотовые цены вновь превысят азиатские (подобный резкий разворот цен уже наблюдался 14 ноября).