Время от времени читаю, как мы здорово заживём, когда сделаем внутренний углеродный налог. Мол эти деньги можно будет реинвестировать в экономику, и это даст столько то процентов роста ВВП (см. например https://www.ng.ru/ideas/2021-12-06/7_8319_price.html). Но очевидно, что внутренний налог у нас будет (если будет), в первую очередь для того (если говорить цинично, закрыв глаза на всю важность зелёной повестки и декарбонизации для спасения человечества), чтобы уменьшить на эту сумму трансграничный углеродный налог. При этом, трансграничный налог будет уплачиваться только с экспортных объёмов.

А внутренний — со всего продукта, как экспортной части, так и для внутреннего потребления. Не смотрел, какие накладываются обязательства по использованию собираемых внутренних углеродных налогов (чтобы можно было зачесть в счёт будущего трансграничного), но очевидно они есть, иначе можно «гринвошить» по полной программе. Вероятно, в обязательствах что-то типа инвестирования этих средств в новые зелёные проекты, если ещё не отберут часть в помощь декарбонизации развивающихся стран.

Итого — в случае внутреннего углеродного налога мы сразу же по широкому спектру продуктов получаем рост цен, дополнительную инфляцию, снижение покупательной способности — и с ней все проблемы роста реального ВВП, а то и рецессию. Собираемые деньги реинвестируются в низкорентабельные проекты зелёной энергетики. За счёт чего выгода, может чего-то не понимаю?
Ещё раз отмечу, что речь не о том, хорошо/плохо, нужно/не нужно спасать мир от углекислого газа и так далее. Речь о том, как такая схема может привести к дополнительному росту изначально обеспеченной своей энергией экономики.

Очередной обзор энергорынков для sponsr, кратко тезисы в открытом доступе. Обзор больше нефтяной, так складывается актуальная повестка, надеюсь в дальнейшем больше удастся писать о газе.

1. Тема возможного запрета экспорта нефти из США — почему это событие маловероятно, так как принесёт больше вреда, чем пользы для США. Спойлер: страна остаётся чистым импортёром. Тем не менее, на этих новостях спред между WTI и Brent расширился — что говорит о том, что вероятность запрета всё же ненулевая.
Запрет на экспорт СПГ, кстати, сработал бы намного лучше в плане сдерживания внутренних цен, но это привело бы к колоссальным потерям компаний, вложившихся в заводы СПГ. А потому он ещё менее вероятен.

2. В разных источниках появляются новости, что Россия повысила добычу нефти в ноябре заметно меньше, чем положено по квоте. Что опять поднимает вопрос, на какой уровень добычи мы выйдем после снятия всех ограничений в рамках сделки ОПЕК+

3. Совсем кратко по газу, по ценам и новостям. В США цены снизились до 140 долларов за тыс. кубов на тёплой погоде. В Европе — выросли до 1250 на проблемах с добычей в Норвегии. Разброс почти 10x впечатляет, конечно.
https://sponsr.ru/sobko/8623/Obzor_energorynkov_3

Осознанно в первых обзорах на sponsr несколько избегал темы СПГ, т. к. она для меня во многом основная, работать с ней проще всего, поэтому хотелось начать с чего-то другого. Но интересные новости поступают, неправильно было бы игнорировать.
Как обычно, краткая выжимка в открытом доступе.

1. Американский СПГ. По мощностям сравнялись с Катаром и Австралией, а в следующем году обгонят всех и будут иметь мощностей на 106 млн тонн (для сравнения, 360 млн — глобальный спрос в прошлом году). Новых планов громадьё, и, что важно, они учитываются в долгосрочных прогнозах. Только вот о новых заводах мы слышим больше двух лет, а инвестрешений не принимается. Причины:
- опасения роста внутренних цен на газ на фоне снижения глобальных
- внутреннее давление по ограничению экспорта (маловероятно, но тем не менее)
- зелёная повестка — от улавливания углекислоты (что удорожает проекты) до потенциальных рисков штрафов за утечки метана при гидроразрыве пласта.

2. Цена реализации «Газпрома» по данным ФТС в октябре опять выросла — следует за биржевой ценой с лагом, а вот российский СПГ намного дешевле — вот что значит преобладание нефтяной привязки в СПГ по сравнению с биржевой ценой в контрактах на сетевой газ.

«Ямал СПГ» платит дивиденды — новость наделала немного шуму, но это внутренняя история, без биржевой составляющей. Акционеры — только «Новатэк» и другие участники проекта. Тем не менее, есть причины понаблюдать.
Подробнее обо всём в тексте. https://sponsr.ru/sobko/8813/Energeticheskii_obzor_4_Novosti_gazovyh_rynkov

Очередной обзор для sponsr. Потихоньку вырисовывается формат. Сначала немного простой, но интересной текучки + 1-2 более долгоиграющих сюжета «в фокусе». Сегодня в фокусе американский сланец. Анонсы в открытом доступе.

По газу — EQT, крупнейший сланцевый газодобытчик США объявил о планах по байбеку, погашения долга и возобновлению дивидендов (2.5% дивдоходности). Но нам интересна традиционно не фондовая часть, а то, что такие заявления говорят в пользу того, что компания видит долгосрочно устойчивым свой бизнес при цене газа в $3/млн БТЕ. Но планы это только планы, будем следить.

По нефти — на Permian ожидается новый рекорд добычи (выше доковидных максимумов), это при том, что число буровых и суммарный объём добычи в США восстановились только на половину от ковидного провала. Т.е. сейчас все усилия сконцентрированы именно на Пермском бассейне. Плюс к тому бурят только лучшие места, а также активно тратят DUC (незаконченные гидроразрывом скважины, которые до этого потихоньку «копились» более пяти лет). Что будет, когда эти резервы исчерпаются — посмотрим.
Картинки, гиперссылки, подробности — по ссылке. https://sponsr.ru/sobko/8899/Energeticheskii_obzor_5_V_fokuse__slancevyi_neftegaz

Немного слегка замороченных рассуждений о декарбонизационных неэффективностях.

Дано — водородная энергетика, где транспортировка (экспорт) на большие расстояния «голубого» или «зелёного» водорода очевидно в ряде случаев будет осуществляться с помощью аммиака, и вероятно, иногда и с последующим обратным превращением в водород. На этих стадиях — потери энергии.
Одновременно существуют и будут расти традиционные (из газа без улавливания со2) производства аммиака и азотных удобрений.

Но с точки зрения минимизации выбросов углекислоты на первом этапе (пока объёмы производства небольшие) нужно все производства «зелёного-голубого» водорода, где запланирована длительная транспортировка пускать на производство аммиака и, главное, дальше - в сектор удобрений, сокращая таким образом объём традиционных производств аммиака (с выбросами углекислоты).

Тогда мы все потери от конверсии водорода в аммиак пустим на «доброе дело». Но в таком случае из-за того, что в импортирующей водород/аммиак системе будет меньше водорода - медленней будут выстраиваться технологические цепочки будущей водородной/аммиачной энергетики. Пока всё выглядит так, что в приоритете второй путь, хотя, к примеру, у Yara есть и проект по зелёному аммиаку на «ветряках» для удобрений. Но там и экспорта не ожидается.

Т.е. на простом и близком нам примере — эффективней всего будущий голубой аммиак с «Обского ГХК» пускать дальше на удобрения, а не, скажем, превращать в водород или использовать непосредственно как топливо.

Тем не менее, из вчерашнего пресс-релиза "Новатэка" по поставкам в Германию аммиака с будущего "Обского ГХК", как минимум часть аммиака планируется "возвращать" в водород:
"Импортируемый низкоуглеродный аммиак будет использоваться в качестве носителя водорода, для чего преобразовываться в газообразный водород и направляться в планируемую водородопроводную сеть Германии, а также поставляться в неизменном виде как экологически чистое сырье и как топливо."

«Газпром» планирует приобрести 50% в «Балтийском газохимическом комплексе» (БХК), ФАС одобрила соответствующее ходатайство. Пока реализация/строительство БХК находится на начальном этапе. Напомним, что совсем упрощённо схема следующая.

Жирный (этансодержащий) газ из выделенной трубы «Газпрома» будет поступать на строящийся комплекс «ГПЗ + СПГ» (газопереработка= выделение этана, плюс сжижение части оставшегося метана=СПГ на экспорт). Этот комплекс «ГПЗ+СПГ» на 50% принадлежит «Русгаздобычи», на 50% - Газпрому.

А вот «БХК», где далее из выделенного этана будет производиться полиэтилен, сейчас на 100% принадлежит «Русгаздобыче». Если «Газпром» получит в нём 50%, это означает, что уже по всей цепочке, и в комплексе «ГПЗ+СПГ» и в непосредственно газохимии у «Газпрома» и «Русгаздобычи» будет по 50%.

Насколько это нужно и выгодно «Газпрому»? Аспектов здесь два.
Во-первых, по какой цене будут приобретены эти 50% - только по стоимости компенсации исторических затрат или что-то сверху? Роль «Газпрома» во всей этой нефтегазохимической истории определяющая, поэтому справедливо было бы заплатить только исторические затраты.

Второй момент. Мы не знаем, по какой цене этан будет уходить с ГПЗ на ГХК (поправьте, если не отследил, но такая информация была только для цены исходного жирного газа, поступающего на ГПЗ (для выделения этана) — он будет приобретаться по очень комфортной регулируемой цене Ленинградской области ). Но полноценной глобальной торговли этаном для ориентира цены нет, а так как проект интегрированный, можно ожидать, что цена будет какой-то внутренней (возможно рассчитываться от обратного от глобальных котировок на полиэтилен?) и скорее низкой, чем высокой. В таком случае «Газпрому» выгодно стать совладельцем и газохимической части проекта, чтобы также поучаствовать и получать дополнительную прибыль от переработки этого этана, а не отдавать его целиком во внешнюю компанию. Следим дальше.

Всё-таки интересная получается история.
1 серия. «Газпром» минимизирует поставки газа, цены на споте/бирже растут (4 кв. прошлого года).
2 серия. Зима близится к экватору, а цены столь высоки (+подорожание контрактных цен «Газпрома» за счёт роста базы), что ЕС уже сам не покупает газ (дорого), надеясь дотянуть на более старых и дешёвых запасах из ПХГ. Конечно, тёплая погода, но одновременно и потребление в промышленности падает — в Великобритании в 2 раза, в остальных странах — поменьше.

В результате, выручка «Газпрома» даже при уполовиненных поставках выше, чем при «стандартных» поставках и «стандартных» ценах на газ. Запасы в ПХГ продолжают убывать, что будет оказывать поддержку ценам. ЕС подсчитывает, сможет ли он протянуть впритык на текущих запасах. Прецеденты такие есть по прошлым годам, вот только тогда «Газпром» поставлял одновременно намного больше. Сейчас же всё зависит от погоды, но скорее всего не получится.

Интересно, как и когда разорвётся этот замкнутый круг: высокие цены — низкий спрос на импорт— истощение запасов в ПХГ — высокие цены. Следим дальше.

Интересно получается. C начала года поставки СПГ в ЕС (и Турцию) выросли с 300 (цифры специально грубо-усреднённые, уже в пересчёте на газообразное топливо) млн куб.м в сутки до 450 млн куб.м. Хотя и 300 млн в сутки - это приличный для ЕС объём импорта, обычно меньше. Эти дополнительные 150 млн куб.м в сутки (эквивалент 55 млрд куб.м в год) практически полностью компенсирует последний скачок (конец декабря-начало января) по снижению поставок со стороны «Газпрома». Но и в ноябре-декабре «Газпром» поставлял намного ниже былой нормы. За оставшуюся разницу в дисбалансе отвечает погода, отборы из ПХГ, сильное снижение спроса со стороны промышленности.

По факту перекинутые из других регионов объёмы СПГ — это (смотря от какой базовой цифры европейского импорта СПГ отталкиваться) где-то 10-20% от глобального рынка СПГ, не так много, но и не мало. Чем его компенсируют на других рынках, углём? Окажется неудивительным, если по факту мы увидим в АТР вновь рост потребления угля.

Написал обзорный текст по интересным новостям СПГ за последнее время. Краткое содержание.

Китайская Zhejiang Energy подписала предварительные договорённости о приобретении 10% доли в якутском СПГ-проекте. Чуть ранее «Новатэк» заключил сразу два соглашения по долгосрочным поставкам СПГ с той же Zhejiang Energy и с компанией ENN. А в феврале прошедшего года «Новатэк» подписал контракт с Shenergy. Все упомянутые компании находятся за пределами китайской «большой нефтегазовой тройки» - CNPC, CNOOC, Sinopec.

Т.е. к активности в секторе СПГ присоединяются и небольшие компании, часто это региональные дистрибьюторы энергоресурсов. В списке и Foran, China gas, Sinochem, Guangzhou Development, Shenzhen Gas и другие. Почему так происходит? Для импорта СПГ важен доступ к терминалам по приёму СПГ. И тут работают два фактора. Во-первых, некоторые газовые компании уже стали достаточно крупными, чтобы самостоятельно (или в партнёрстве) строить собственные терминалы СПГ. Во-вторых, в рамках либерализации рынка небольшие компании получили доступ и к «регазам» других компаний.

Описанный сюжет скорее имеет большее значение для будущего, чем для настоящего. Но и сейчас он внёс свой вклад в рост спроса на СПГ в КНР. По предварительным данным, импорт СПГ в Китае за год увеличился почти на 18% (!), по сравнению с 6% среднемирового роста этого рынка. А Китай п уже обогнал Японию по объёмам закупок СПГ, став мировым лидером по импорту этого топлива.
Но намного важнее - будущее. На следующий год МЭА предсказывает рост спроса на СПГ в 4%. Кстати, примерно такой же и долгосрочный темп роста спроса ожидают консервативные прогнозы. Но без дополнительного предложения не будет и роста спроса.

А некоторые трудности прошлого года переходят и год новый: завод СПГ в Норвегии после пожара осенью 2020 года по планам должен был быть перезапущен в октябре 2021 года. Сейчас назначена новая дата запуска — май 2022 года. Новых заводов СПГ в текущем году будет запущено немного. В основном это достраивающиеся американские производства, в результате чего уже по итогам всего 2022 года США станут крупнейшем в мире производителем СПГ. Но недавняя «хайповая» новость — экспорт газа из США может вырасти вдвое в 2023 году по сравнению с 2020 годом — лишь частично объясняется вводом новых мощностей по сжижению. Вторая причина — низкая база 2020 года. Ведь тогда многие уже построенные заводы СПГ в США простаивали.

Что касается среднесрочных перспектив, то здесь вновь интересен Китай. Компании страны за год подписали договорённости на 25 млн т в год новых поставок в будущем. Это много — треть от текущего импорта.

Цены. Они сейчас на высоком уровне в районе $1000, а танкеры без преувеличения мечутся между европейским и азиатским рынком, реагируя на небольшие изменения конъюнктуры. Но все эти рассуждения связаны именно с биржевыми ценами. При этом Европа именно по таким ценам действительно получает большую часть своего газа. Напротив, в Азии по-прежнему распространена нефтяная привязка, а по высоким ценам регион импортирует только дополнительный, «спотовый» СПГ, долю которого можно приблизительно оценить в 25% рынка. Поэтому даже при нефти по $80 Азия по-прежнему платит за основную часть своего СПГ раза в два-три меньше, чем спотовая цена. Но главное — какие же договорённости по новым контрактам? По попавшем в прессу сведениям у новых контрактов с Катаром на поставку СПГ в Китай вновь ценовая нефтяная привязка. Цены в договорах на поставку СПГ из США будут зависеть от внутренних американских цен на газ.

Ценовая привязка в долгосрочных контрактах к биржевым ценам на газ постепенно набирала популярность, но высокая волатильность цен «спота» за последние два года охладила энтузиазм участников рынка. Но ЕС, который активней других внедрял биржевые цены на газ и больше всего сейчас страдает от высоких цен, пока не демонстрирует желания вернуться к более сбалансированным механизмам ценообразования в долгосрочных контрактах.
В 2 раза подробнее и со всеми гиперссылками — по ссылке. https://ria.ru/20220203/evropa-1770710982.html

Мой уважаемый коллега, приглашенный профессор РЭШ Александр Маланичев запустил телеграмм-канал с фокусом на мировые рынки нефти и газа. Ключевые темы новостной подборки и авторских материалов:
- кратко- и долгосрочные тенденции цен;
- моделирование добычи сланцевой нефти;
- стратегия ОПЕК.
Присоединяйтесь!

https://t.iss.one/technology_vs_geology

Недавно обсуждалось, что стоимость фрахта СПГ-танкеров достигла отрицательных значений, а если точнее, минус $750/сутки. Отрицательная сумма скромная, непонятно, были ли реальные сделки, но и они не исключены. Ведь часть затрат при аренде переходит на арендатора, так что и такой вариант владельцу газовоза может быть выгоден. «Отрицательные цены» - уже традиционно хайповая новость. Но более интересно, что в среднем спот-стоимость фрахта достигла $30 тысяч в сутки, хотя ещё недавно были около $250-300 тысяч (см. рисунок Platts).
«Нормальная» стоимость аренды СПГ-танкера составляет около $80-90 тыс. в сутки, это окупает затраты на строительство +норма прибыли. Ну а на «споте», как обычно, творится всё что угодно.

Причины известны — высокие цены в ЕC приводят к перенаправке туда СПГ, маршруты в среднем короче, особенно из США. При этом переток СПГ в ЕС не такой уж и большой, равно как «эффект маршрута», но этого хватает для влияния на спот-рынок, ведь основная часть фрахта пока идёт по долгосрочным контрактам.

Коллеги разместили прогноз сланцевой добычи в зависимости от цены на нефть. При 80 — рост, при 60 — падение от текущих. И, конечно, многое будет зависеть от того, сколько осталось лучших мест для бурения, «sweet spots» и насколько хорошо DPR от EIA умеет учитывать этот фактор. https://t.iss.one/technology_vs_geology/422

Энергетическая и отраслевая аналитика и комментарии Института энергетики и финансов.

www.fief.ru

Контакты:
Тел.: +7 495 787 7451
e-mail: [email protected]
https://t.iss.one/IEFnotes

Чжэцзян: декарбонизация подождет

Власти Чжецзяна, одной из наиболее экономически развитых провинций КНР (расположена южнее Шанхая), одобрили строительство новой угольной ТЭС Liuheng в г. Нингбо мощностью 2 ГВт. Средний расход топлива на выработку электроэнергии составит 254 г у.т./кВт•ч, на 20% ниже средних по стране показателей (302 г у.т./кВт•ч). Новая ТЭС будет введена в эксплуатацию уже в 2024 г. и будет ежегодно производить 10-11 млрд кВт•ч (3% от текущей выработки электроэнергии в регионе).

Всего несколько месяцев назад власти Чжецзяна опубликовали план и дорожную карту по декарбонизации и переходу к низкоуглеродной экономике. Предполагалось, что пик выбросов СО2 в регионе будет пройден до 2025 г., в т.ч. за счет сокращения потребления угля. Теперь эти планы придется отложить. И не только в Чжэцзяне.

Китайская государственная State Grid прогнозирует, что до 2025 г. в стране будет построено не менее 150 ГВт новых угольных мощностей, а спрос на уголь может увеличиться на 7-9%.

#Китай #уголь #Чжэцзян

Репостнул выше интересные угольные новости от ИЭФ: провинция Чжэцзян в Китае вводит новую угольную ТЭС на 2 ГВт, а планы выйти по всей стране в ближайшие год-два на «пик угля» могут в очередной раз сместитьбся на несколько лет.
Несколько замечаний по этому поводу.
Первое. Одна провинция потребляет столько же угля сколько и вся Россия, кстати, примерно столько же Россия и экспортирует.

Второе. Для нас китайский спрос на уголь актуален и потому, что в России существуют определённые планы по наращиванию угля в АТР, для этого нужны не только инвестиции в добычу, но и расширение пропускной способности ж/д сетей. А раз так, то необходимо быть уверенными в их окупаемости.

И тут, в свою очередь ещё два аспекта.
1. Динамика абсолютного спроса на уголь в КНР.
2. Ситуация с собственной добычей в КНР: когда шахты слишком глубокие, себестоимость угля становится слишком высокой, часть шахт закрывается, а импорт оказывается более удобным решением. Этот аспект не всегда легко оценить, но в контексте перспектив российского экспорта угля в КНР — это ключевой фактор.
3. Но это всё в среднесрочной перспективе. А краткосрочно, писал об этом ранее, если СПГ оттягивается в Европу (вследствие недопоставок в ЕС со стороны РФ), то это означает рост спроса на уголь (а также и на нефть для ТЭС/отопления) в АТР, ведь чем-то нужно замещать недопоставленный газ.
Следим дальше.

Написал немного про водород. При сокращении теряется логика изложения, без её нарушения — как всегда по ссылке. Тут же краткое описание. Планов много, развилок ещё больше, в сухом остатке — пока околонуля.

По оценке BNEF, в прошлом году мировые инвестиции в энергопереход составили $755 млрд. Но инвестиции в зелёную водородную энергетику пока вообще практически не заметны на общем графике.

В Великобритании запланировано уже к 2023 году подготовить сети к возможности подмешивать до 20% водорода. Но практически одновременно с этими новостями выходит доклад института имени Фраунгофера, уважаемой организации, которая крайне лояльна к «зелёной» энергетике, но старается быть точной и объективной в своих оценках. В этом докладе напротив, не рекомендуется подмешивать водород в сети, указывается масса рисков при наращивании доли водорода до 10-20% водорода.

Ещё больше вопросов вызывает транспортировка водорода на длинные дистанции. Прямо сейчас завершается пилотная транспортировка сжиженного H2 из Австралии в Японию. (По иронии, сам водород при этом «серый», получается путём газификации угля). При этом выходит масса публикаций, указывающих на неприлично высокую стоимость транспортировки сжиженного водорода, так как у этого газа очень низкая температура кипения, низкая объёмная плотность энергии.

Одновременно, есть ряд альтернатив. Они предполагают, что водород будет транспортироваться в виде химических соединений, откуда потом будет извлекаться обратно. Наиболее очевидный пример здесь — аммиак. Плюсом аммиака по сравнению с другими переносчиками водорода является тот факт, что в некоторых случаях его можно использовать самостоятельно, без обратного извлечения водорода.

Тут стоит отметить, что сейчас в мире производится около 70 млн т водорода в год, почти весь он «серый», то есть получается из ископаемого топлива, с выбросом углекислого газа. Примерно половина приходится на сегмент НПЗ, а вторая половина — на производство аммиака. То есть и в текущих оценках производства водорода уже учитываются объёмы, из которых получается аммиак.

Здесь, разумеется, нельзя просто суммировать объёмы. Нужно помнить, что водорода в аммиаке 17%, поэтому при добавлении объёмов аммиака к объёму производства водорода необходимо делать нормировку. На будущем заводе «Обский ГХК» компании «Новатэк» ожидается производство в год 2,2 млн т аммиака и 0,13 млн т водорода. (Оба топлива - «голубые»). Соответственно, если пересчитать все объёмы «на водород» - то это получится 0,5 млн т в сумме. Если же пересчитать всё «по аммиаку, - то получится около 3 млн т
Получаемый «голубой» водород, вероятно, будет использоваться прямо на Ямале для снижения углеродного следа работающих газовых турбин. А аммиак пойдёт на экспорт. Из 2,2 млн т аммиака с «Обского ГХК» чуть больше половины уже предназначаются для немецкой Uniper. И здесь интересно то, что часть аммиака будет использоваться в неизменном виде как низкоуглеродное сырьё или топливо, а часть — превращаться в водород и направляться в водородопроводную сеть. Конечно, пока это всё только планы, а покупатель сам волен решать, что делать с купленным аммиаком. Но с точки зрения энергоэффективности было бы правильным использовать весь «зелёный» аммиак в чистом виде. А так как глобальный спрос на удобрения пока только растёт, то было бы правильным весь «зелёный» водород, по крайней мере тот, который планируется транспортировать морем, превращать в аммиак и пускать на сектор удобрений.

Для легковых автомобилей, как правило, рассматривается вариант использования именно водорода+топливные элементы. Объёмы пока очень малы. Возможно помочь развитию «водородомобилей» смогут ограничения со стороны необходимых для аккумуляторов полезных ископаемых, с которыми сектор столкнётся по мере быстрого увеличения объемов производства электромобилей. Но пока электромобили выигрывают эту конкуренцию с колоссальным отрывом. https://ria.ru/20220218/energoperekhod-1773432989.html

Небольшой комментарий для издания EurAsia Daily по поводу парадоксальной ситуации, складывающейся на европейском газовом рынке. Своё выкладываю здесь, но и вся заметка, ссылка ниже, полезна для понимания ситуации:

Ситуация складывается запутанная. Если предположить, что с окончанием отопительного сезона цены на газ выходят в понижательный тренд после рекордных максимумов, то это означает, что контрактные цены "Газпрома" из-за временного лага будут выше, чем спотовые цены, и уже не "Газпром" будет ограничивать поставки, а покупатели стараться отбирать минимальные объёмы. Но тогда одновременно придётся добирать дефицит на внешних рынках (СПГ), что будет поддерживать котировки. О конкретных уровнях говорить сложно. Если "Газпром" захочет нарастить свою долю даже под риском снижения цены, то он всегда может вернуться к продажам через свою ЭТП. Но пока мы этого не видим, и маловероятно, что эти продажи в ближайшее время возобновятся. Даже нынешние цены более чем комфортны для "Газпрома" даже с учётом падения объёмов, а временной лаг сейчас играет в пользу российского экспортёра. Вероятно, в базовом сценарии мы увидим плавное снижение цен и нащупывание новой равновесной цены, которая может оказаться и на уровнях выше тех, к которым мы привыкли в предыдущие годы.

https://eadaily.com/ru/news/2022/02/18/severnyy-potok-2-vzyal-v-zalozhniki-evropu-i-sam-gazprom

Написал немного про то, как Европа проспала решение проблемы зависимости от росс.газа.

Уже стало принято отмечать, что Евросоюз сам себя наказал высокими ценам, склонив почти всех участников европейского рынка к поставкам газа с ценовой привязкой к котировкам европейских бирж. Однако у всей этой истории есть ещё одно измерение — вопрос снижения доли российских поставок. Не будет преувеличением сказать, что именно зацикленность ЕС на привязке к биржевой цене не позволила снизить зависимость от российского газа ранее.

За прошедшие десять лет (строительство первого завода СПГ в США началось летом 2012 года) годы Соединённые Штаты с нуля отстроили всю экспортную инфраструктуру по продажам СПГ и экспортируют уже под 120 млрд куб.м в виде СПГ. Если бы весь этот объём гарантированно всегда бы шёл в Европу, то она уже давно бы резко снизила бы зависимость от российских поставок, которые даже в максимуме составляли около 200 млрд.

Да, именно сейчас больше половины американского СПГ действительно попадает в ЕС, более того в январе американского СПГ в Европу было доставлено больше, чем российского газа по трубопроводам. Но это временная история, связанная с высокими ценами. Обязательств у трейдеров перед Европой нет. Казалось бы, что мешало не отдавать этот СПГ трейдерам? А непосредственно европейским импортёрам газа взять и связать весь, или большую часть этого СПГ своими контрактами на гарантированную поставку в Европу. Такие контракты действительно были заключены, но в символических объёмах.

Ответ известен. Американские производители, как правило, готовы продавать свой СПГ по цене, привязанной к внутренним ценам на газ в США плюс стоимость сжижения и норма прибыли. Но в таком случае европейские импортёры столкнулись бы с рисками — вдруг биржевая цена газа в ЕС, по которой необходимо далее реализовывать топливо потребителям, оказалась бы ниже (так часто и бывало). Кто заплатит разницу?

Нужно сказать, что и «Газпром» в предыдущие годы старался таким образом влиять объёмом поставки на цены на газ в Европе, чтобы они оказывались ниже, чем полная стоимость американского СПГ. В том числе поэтому ранее российская компания придерживалась тактики максимизации объёма продаж. Это сбивало цены и дополнительно демотивировало европейские компании смотреть в сторону гарантированных поставок из США.

Тут внимательный читатель может возразить. Допустим, Европа всё же гарантированно «забрала» бы себе весь американский СПГ, а российские поставки просто резко снизились бы. Но тогда этот СПГ из США не достался бы Азии, где велик рост спроса? Как бы из этой ситуации вышла бы вся мировая экономика?
Но история, в том числе история энергетики, не знает сослагательного наклонения. Может быть, частично поставки газа из Западной Сибири удалось бы перенаправить в АТР, хотя задача для таких объёмов сложная. Может быть, увеличивалось бы потребление угля. Может быть, цены выросли бы ещё раньше и случился бы энергокризис. Может быть, США и другие страны построили бы ещё больше заводов СПГ.

Так или иначе, готовых под начало строительства СПГ-проектов в США и сейчас очень много, и всю описанную, но не реализованную, схему по замещению российского газа можно начать и сейчас. Но в ЕС по-прежнему нет желающих реализовать этот подход.

Кроме того, не стоит забывать, что американские производители СПГ хотят подписывать двадцатилетние контракты на поставку, а на таком временном интервале Европа уже надеется на падение спроса на газ на фоне развития зелёной энергетики. Это ещё одно противоречие для Евросоюза, который хотел бы гарантированный не российский газ здесь и сейчас, но не хочет долгосрочных обязательств.
Возможно, после начавшихся исключительных событий что-то изменится, но в любом случае для этого потребуется ещё как минимум 5, а лучше 10 лет. https://ria.ru/20220225/gaz-1774906623.html

Попробуем немного отвлечься от. Некоторое время назад BNEF выпустил свой обзор инвестиций в энергопереход, и там на водород приходилось совсем немного, см. график, от 755 млрд суммарных инвестиций. Небольшая полоска на графике, т. е. единичные миллиарды долларов.

А вот следом выходит материал от wood mackenzie (ссылка ниже), где сообщается что в водород в 2021 году инвестировано (точнее они используют выражение "was poured") — 66 млрд. Т.е. чуть менее 10% от всех инвестиций в зелень по версии BNEF.

Разница очень существенная. Тут правда следует отметить, что у woodmac это все инвестиции в водород — и R&D, и к примеру, заправочные станции, которые могут и не проходить по «зелёной» линии, т. к. теоретически авто могут заправляться и серым водородом. Такой вот пример сильных расхождений в стат.данных, которому есть частичное объяснение, но разница всё равно очень велика. https://www.woodmac.com/news/opinion/will-ccus-and-hydrogen-live-up-to-the-hype-in-2022-outlook/

Один из дистрибьютеров BASF сообщает, что компания не отказывается от поставок. Хорошая новость, учитывая наши известные сложности с средне- и малотоннажной химией. Как раз эти направления были в планах на импортозамещение, но не успели. https://t.iss.one/marythebond/943

Написал немного по текущим нефтегазовым делам в отношениях с ЕС. Здесь подводка, полный текст - по ссылке ниже.

Поставки энергоносителей выведены из под санкций, сообщил канцлер Германии Шольц. Но среднесрочно риски эмбарго сохрнаяются, это касается в первую очередь нефти, а не газа.
Если вынести за скобки вопросы логистики и настройки европейских НПЗ под новые сорта нефти (на всё это понадобится время), то заместить поставки нефти из России можно. С точки зрения глобального баланса Россия экспортирует (через нефть и нефтепродукты) около 7% от глобального потребления нефти. Из них около трети идёт в Азию, в основном в Китай. То есть под гипотетические санкции могут попасть не все объёмы, а скажем, 2-4% процента от глобального потребления.

С газом же ситуация противоположная. Топливо поставляется полностью по газопроводам. За исключением СПГ, и там кстати уже проявился риск танкерных поставок: в Великобритании газовоз с Ямала докеры отказались разгружать. Зависимость Европы от России по газу составляет 30-40%, и даже в среднесрочной перспективе заменить российский импорт не получается. За последние месяцы «Газпром» резко снизил поставки в ЕС. А прокачка через Украину была ещё недавно в два раз ниже минимальной по контракту. Но с началом спецоперации транзит через Украину напротив вырос до контрактного объёма в 109 млн куб.м в сутки, «Газпром» возвращается к бронированию части объёмов по «Ямал-Европа». Экспорт сейчас даже увеличился, тем не менее на этом фоне выросли и цены: не стоит недооценивать длительную недопоставку со стороны «Газпрома» в последние месяцы, которая уже дала накопительный эффект.

Т.е. мы имеем критическую зависимость в ЕС от газа на фоне "возможны варианты" по нефти.
Исторически валютная выручка от продажи газа составляла около 10% процентов от валютной выручки нефти и нефтепродуктов. Но сейчас, когда цена нефти выросла в полтора-два раза от «нормы», а цены на газ в 5-15 раз (котировки скачут) доходы от газа для нашей страны становятся весомыми. Так что, если раньше газ был скорее «политика», а нефть - «доходы», то сейчас ситуация изменилась.

В этих обстоятельствах особое значение принимает ещё один сектор, частично связанный с энергетикой, — это удобрения. Здесь и без текущей дестабилизации наблюдался рост котировок. К примеру, цены на диаммонийфосфат за последние два года выросли в три раза. Как известно, растениям необходимы три основные макроэлемента — это калий, фосфор и азот. Но для производителей между ними существенная разница. Источники калия и фосфора — это полезные ископаемые. Напротив, производство азотных удобрений — полностью основано на природном газе, а сам азот берётся из воздуха.

Соответственно, стоимость азотных удобрений полностью коррелирует с ценами на газ. На Россию приходится 15% от глобального экспорта удобрений. Ещё большая роль в калийных удобрениях: на Россию, Канаду и Белоруссию (в сопоставимых долях) приходится основная часть всего мирового производства этого продукта. Ранее Минпромторг рекомендовал российским производителям временно приостановить экспортные отгрузки удобрений в связи с нарушением цепочек поставок со стороны иностранных логистических компаний.

За рамками нашего рассмотрения остались относительно небольшие сектора, где Россию сложно заменить. В случае возможного эмбарго на закупки нефти у нашей страны появляются развилки: продавать хоть что-то из того, что покупают, или же в случае возможного эмбарго реализовывать нефть «в нагрузку» к более критичным сырьевым товарам.

Но и наша страна критично зависит по поставкам широкой номенклатуры продукции — которая опять же занимает небольшую долю в общем объёме внешнеторговых операций, но от неё зависит дальнейшее внутрироссийское производство и функционирование критически важных отраслей. Это всё также придётся учитывать при настройке взаимных ограничений на торговлю, если они всё же появятся.
https://ria.ru/20220309/evropa-1777172095.html