Почему газовые цены бьют рекорды, и как долго это продлится

Другой удивительный факт – природный газ обогнал в ралли своего «старшего брата» – нефть. Цены на нее хоть и оправились от ковидных потерь, но до рекордов им еще далеко. До последнего времени нефть на протяжении многих лет торговалась со значительной премией к природному газу в отношении теплотворной способности. Так, теплотворная способность тысячи кубов газа равна примерно шести баррелям нефти. В начале нулевых газ торговался близко к этому паритету. Однако к концу того десятилетия успехи сланцевой добычи газа в США и бум СПГ привели к тому, что нефть стала торговаться гораздо дороже газа в смысле энергетической эквивалентности (в 2012-м соотношение было близко к 1 к 9 на американском хабе Henry Hub, хотя к концу 2010-х разница упала примерно до трехкратной). На других хабах энергетический дисконт газа к нефти был не столь впечатляющим, но все же газ торговался намного дешевле нефти.

И вот в середине минувшего лета природный газ впервые за многие годы (исключая краткосрочные сезонные всплески) стал торговаться на европейских и азиатских хабах даже немного дороже нефти по эквиваленту теплотворной способности. Что же произошло? Рассмотрим основные причины.

1. Главную роль сыграла погода. Причем не только зима и не только в Европе. Первый звоночек для рынка прозвенел в конце осени – начале зимы 2020-го. Когда в Европе холодов еще не было, генерал Мороз внезапно совершил рейд в Восточную Азию – Китай, Японию и Южную Корею, что мгновенно сказалось на ценах СПГ на азиатском хабе JKM. Соответственно, СПГ-танкеры стали направляться на более прибыльный азиатский рынок. Это привело к повышению цен в Европе. Далее холодная зима 2020/21 прошлась и по европейскому континенту. Весна также выдалась в Европе довольно холодной. Это поддержало цены и одновременно сдвинуло европейский сезон закачки газа в подземные хранилища газа (ПХГ), обыкновенно стартующий в апреле, на май. Ну а низкие уровни закачки в ПХГ провоцируют рост цен, ведь возникает угроза дефицита газа в отопительный сезон, а это не шутки.

Уровень закачки в ПХГ в Европе (за исключением Украины) на начало сентября исключительно низок – 67%, это на 6 п.п. ниже весьма проблемного уровня начала сентября 2018-го, также вызванного предыдущей холодной зимой. К началу отопительного сезона и нетто-отъема газа их ПХГ (примерно середина октября) Европа рискует подойти с уровнем около 80% или даже ниже. Для сравнения: в 2020 и 2019 годах сезонные пики загрузки ПХГ составляли 96% и 98% соответственно. Если зима окажется мягкой, особых проблем не возникнет. Нормально, хотя и, видимо, с весьма высокими ценами на газ Европа переживет и зиму, соответствующую долгосрочной климатической норме. Но если зима будет суровой, серьезные проблемы практически гарантированы.

2. Рост цен не ограничивается погодно-климатическим фактором. Есть и более долгосрочные, структурные причины. В Евросоюзе функционирует механизм квотирования выбросов CO₂ в атмосферу. Его цель – сделать наиболее CO₂-интенсивную генерацию, прежде всего угольную, дорогой и заставить бизнес переориентироваться на газ или возобновляемые источники энергии (ВИЭ). Часть квот предоставляется игрокам рынка бесплатно (тем же генерирующим компаниям), однако объем этих квот последовательно снижается. Фактически это скрытый налог на традиционные источники энергии. При этом ЕС регулярно ужесточает нормы квотирования, несмотря на рост спроса на электричество, вынуждая генерирующие компании докупать квоты (European Emission Allowances – EUA) на рынке.

В итоге цены на EUA растут. Год назад цена одного EUA (то есть выброса 1 тонны CO₂ в атмосферу) составляла около 25 евро, а сейчас – около 60 евро. Что эта хитрая схема значит для газа? Здесь надо понимать, что в некоторых крупных европейских экономиках до сих пор очень существенная доля генерации электричества и тем более тепла приходится на бурый (он же лигнит) и каменный уголь. Например, в Германии доля генерации за счет бурого угля с начала 2021-го составила 19%, а каменного угля – 8%. При этом добыча бурого угля ведется на территории самой ФРГ в Рурском бассейне (большие месторождения лигнита также находятся в Польше). Она очень дешева – ведется открытым способом, при этом ТЭС иногда расположены в нескольких сотнях метров от месторождений. Однако бурый уголь наиболее CO₂-интенсивен на единицу энергии. Поэтому в издержках генерации на лигните чуть ли не основной затратой становится цена EUA (в меньшей степени это актуально и для каменного угля). Хотя многие компании хеджировали риски роста EUA, в долгосрочной перспективе рост стоимости выбросов приводит к переориентации с угля на менее CO₂-интенсивную генерацию, среди которой есть, по сути, лишь две альтернативы – природный газ и ВИЭ.

3. Еще об одной причине роста цен на газ предпочитают особо не говорить. Это провал ВИЭ. В той же Германии, несмотря на сотни миллиардов евро инвестиций за последние два десятилетия, ВИЭ не могут конкурировать с традиционными источниками, даже несмотря на колоссальные преференции. Доля генерации электричества за счет энергии ветра с начала 2021-го составила 22,7% против 27,2% в 2020-м, доля солнца упала с 11,7% до 11,3%. Причем падает не только доля, но и в абсолютных цифрах наблюдается значительное снижение. В чем причина, не совсем понятно. Аналитики, видимо, предпочитают не погружаться в эту политизированную тему. Можно предположить, что на ветреную генерацию оказало влияние большое количество блокирующих антициклонов в Европе в 2021-м, что привело к относительно безветренной погоде. Но все это не более чем догадка (хотя некоторые метеомодели говорят об увеличении блокирующих антициклонов в средне- и долгосрочной перспективе). В тепловой же генерации доля ВИЭ стабильно низка. В любом случае ВИЭ пока не стали надежным источником энергии, особенно учитывая прерывистый характер потока энергии (ветер то дует, то нет, солнце в основном вырабатывает энергию, когда она менее всего востребована – летом), относительно короткий срок службы оборудования и уязвимость к неблагоприятной погоде (штормы, град и т. п.).

4. Уголь, хоть и презираем в Европе, все же, как видно из вышесказанного, остается важным элементом энергосистемы ЕС, во всяком случае, пока. И косвенно ситуация на рынке угля влияет и на цену газа, так как переход с угольной генерации на газовую зависит не только от EUA, но и от цен на сам уголь. Прежде всего это относится к импортируемому каменному углю, так как собственную добычу каменного угля Европа почти свернула (последние шахты в Германии были закрыты совсем недавно). Но и на этом рынке ситуация в 2021-м сложилась непростая. Крупные импортеры угля в Европу, Колумбия и Южная Африка, накрыла волна беспорядков, которые повлияли на поставки угля. В итоге цена угля также выросла (с $45 за тонну API2 летом прошлого года до $145 сейчас).

5. Другим балансирующим элементом энергосистемы ЕС служит рынок СПГ. Европейские чиновники в последние годы возлагали большие надежды на поставки СПГ, как альтернативу классическим трубопроводным поставкам из России, Норвегии и Алжира. В каком-то смысле они эту роль действительно сыграли. Но в последнее время строились не только экспортные терминалы СПГ, но и импортные регазификационные терминалы, расположенные по всему миру. В 2021-м поставки СПГ все в большей степени начали оттягивать на себя неевропейские импортеры. Жара в Китае, Японии и Южной Корее повысила спрос на электроэнергию и как следствие на СПГ. В итоге цена азиатского хаба JKM держалась летом устойчиво выше цен европейских хабов – и невидимая рука рынка направляла СПГ-танкеры в Азию, поставки же в Европу сокращались. Резко наращивают спрос на СПГ и новые импортеры из числа развивающихся стран, такие как Пакистан и Бразилия (засуха привела к гидроэнергетическому дефициту и вынудила увеличить импорт СПГ примерно на 50% к прошлому году). В итоге европейский импорт СПГ сократился в первом полугодии 2021-го на 19% по отношению к первому полугодию 2020-го.

6. Ситуация с недавним пожаром на газохимическом комплексе «Газпрома» в Новом Уренгое существенно не сказалась на ситуации с дефицитом газа в ЕС, хотя и заставила понервничать европейских потребителей. Во-первых, недозагрузка ПХГ возникла еще в июне–июле, задолго до аварии. Во-вторых, краткосрочные флуктуации поставок в связи с теми или иными форс-мажорами – довольно частое явление на рынке. Например, случаются забастовки на норвежских месторождениях. Но все же и этот фактор способствовал росту цен.

7. Куда более интересна ситуация вокруг «Северного потока-2» и общей стратегии «Газпрома» на рынке. Европейцы привыкли, что «Газпром» склонен выполнять дополнительные сверхконтрактные запросы клиентов по поставкам газа. Во всяком случае, так было еще несколько лет назад. Но не сейчас. Транзитное соглашение с украинским «Нафтогазом» предполагает возможность бронирования допмощностей для прокачки дополнительных объемов в Европу. Но в последние несколько месяцев «Газпром» воздерживается от такой возможности либо бронирует минимальные допобъемы.

Объяснений этому может быть несколько. Первое – не стоит забывать, что суровой зима 2020/21 была не только в Европе, но и в России, поэтому приоритет компании – заполнение опустевших в холода российских ПХГ для подготовки к новой зиме, а дополнительные поставки в Европу вторичны. Второе – «Газпром», возможно, сменил стратегию и не против зарабатывать не только на объеме, но и на более высокой цене поставок. Это стандартная задача любого крупного игрока – оптимизировать выручку, балансируя объем и цену. Третье – «Газпром» подталкивает европейских потребителей к скорейшему запуску «Северного потока-2». Это вполне резонно, учитывая неправомерные санкции и разнообразные политические препоны, с которыми столкнулся этот коммерческий проект. Но и здесь ситуация куда более нюансированная, чем кажется на первый взгляд. Дело в том, что скорейшая загрузка «Северного потока-2» нужна сейчас в первую очередь самим европейцам. Как только в середине августа появились сообщения о возможном старте «Северного потока-2» уже в текущем году, рынок тут же отреагировал резким падением цен на газ на всех европейских хабах. После того как появились новые сомнения, цена взмыла вверх.

Более того, текущие низкие темпы загрузки ПХГ могут быть косвенным следствием уверенности европейцев в скором пуске нового трубопровода. То есть логика может быть обратной – текущие поставки малы не из-за гипотетического желания или нежелания «Газпрома» их увеличивать, а из-за нежелания европейцев платить за хранение газа в ожидании поставок зимой по «Северному потоку-2». Дело в том, что заполнение ПХГ перед отопительным сезоном – во многом рыночный механизм, регулирующийся разницей между текущими спотовыми ценами на газ и ценами форвардных контрактов на поставку в зимние месяцы. Чтобы создать мотивацию для заполнения ПХГ весной, летом и осенью, разница между этими и зимними контрактами должна быть существенной, чтобы владелец ПХГ получил прибыль от самого процесса хранения. Обыкновенно эта разница между контрактами существенна и создает необходимую финансовую мотивацию.

Но что мы видим сейчас на европейских площадках? На бирже ICE разница между ближайшим октябрьским контрактом на хабе TTF на поставку МВт·ч (50 евро) и декабрьским контрактом (50,2 евро) невелика. В итоге европейские компании просто не мотивированы заполнять ПХГ, поскольку премия за хранение мала. В тех европейских странах, где есть правительственный мандат на заполнение ПХГ вне зависимости от рыночных цен (например, в Италии), с готовностью к зиме все хорошо, все заполнено (текущая загрузка ПХГ – 81%). Ну а в тех, где решает рынок, – нет. Почему? Видимо, потому что игроки на рынке рассчитывают (и рассчитывали раньше), что «Северный поток-2» запустят в текущем году. Что будет, если этого не произойдет? Новые ценовые рекорды, если только не поможет мягкая зима.

Большинство вышеперечисленных факторов касались кратко- или среднесрочных перспектив газовых рынков. А как обстоят дела с долгосрочными перспективами?

До последнего времени общим было представление о том, что развитие рынка СПГ, учитывая его гибкость, станет основным фактором ценообразования на региональных газовых рынках. Учитывая рост сегмента СПГ и большое число реализованных и запланированных проектов (в США, Австралии, Катаре и т. д.), аналитики в последние годы указывали либо на сбалансированность, либо даже на профицит предложения газа в средне- и долгосрочной перспективе. Такая точка зрения была очень популярна всего год назад в разгар пандемии, когда шли разговоры чуть ли не об отрицательных ценах на газ на отдельных рынках, по аналогии с отрицательными ценами на нефть WTI весной 2020-го.

В 2021-м мнения сильно поменялись. Рынок до последнего времени явно увлекался подсчетом новых экспортных проектов СПГ, но часто игнорировал бурный рост строительства импортных терминалов в целом ряде развивающихся стран. В итоге сейчас ситуация на рынке СПГ оценивается как дефицитная и будет таковой по крайней мере до 2025 года. Действительно, со стороны предложения рынок ждет ввода в строй несколько крупных СПГ-проектов (среди которых выделяются катарские), однако и здесь возникают проблемы. Например, группы повстанцев недавно заставили французскую Total объявить форс-мажор на гигантском СПГ–проекте в Мозамбике, а ведь его ожидаемые поставки составляли существенную долю прироста предложения на рынке в ближайшие годы. Не все гладко с окончательными инвестиционными решениями (без которых стройка не может быть запущена) и на других перспективных проектах, подвисших еще с ковидного 2020-го. Как отмечают аналитики американской инвесткомпании Goering&Rozentcwajg, крупнейшие месторождения сланцевого газа в тех же США (Марселлус и Хайнесвилль) уже преодолели пик и вступили в фазу плавного сокращения добычи. А значит, перспективы роста экспорта американского СПГ ограниченны.

Последовательно снижается и собственное европейское производство. В 2022-м будет, видимо, окончательно закрыто из-за провоцируемых им землетрясений гигантское голландское месторождение Гронинген, до последнего времени игравшее существенную роль в снабжении Европы газом. Аналитики Goldman Sachs указывают, что это до сих пор не учтено рынком, оценивающим дальние контракты TTF (лето 2022-го и далее) с существенным дисконтом к ближним контрактам. Снижается также норвежская и алжирская добыча.

Со стороны предложения ситуация довольно напряженная, но что будет происходить со спросом? Здесь, видимо, серьезную роль сыграет объявленный многими западными странами выход из угольной генерации. Например, Германия планирует полностью отказаться от сжигания угля уже к 2038-му, хотя экоактивисты настаивают на 2030-м. А это до сих пор огромная доля в энергобалансе, как мы видели выше. Менее жесткие программы отказа от угля есть и у других европейских стран. Сокращает долю угля такой гигантский потребитель, как Китай, подтягиваются и Индия с Пакистаном, на очереди многие другие развивающиеся страны с растущим средним классом. Чем будет замещаться эта доля? Отчасти это будет ВИЭ, но проблем с ними, как и с новомодным водородом, очень и очень много (это отдельная большая тема), атомная энергетика сегодня тоже не в почете, поэтому остается практически лишь один надежный вариант – газ.

Кроме того, если экоповестка в Европе сохранит актуальность, двигатели внутреннего сгорания будут вытеснять электромобили. Реалистичность масштабных изменений здесь проблематична из-за массы ресурсных (взлетят цены на медь, никель, кобальт, редкоземельные металлы и т. д.), логистических (кто-то уже сейчас должен активно расширять добычу необходимых ресурсов, строить заводы по производству огромного количества батарей и т. д.) и финансовых (а кто-то оплачивать этот праздник жизни) ограничений. Но тем не менее, даже если этот маловероятный вариант станет реализовываться, это приведет к росту спроса на электричество, а значит, и на природный газ.

Предсказывать что-либо в быстро меняющемся мире сложно. Но вполне возможно, что текущие высокие цены на газ – новая норма. Хотя нынешние цены, возможно, все же опустятся вниз (хотя бы до уровня энергетического паритета с нефтью), есть несколько вышеописанных средне- и долгосрочных факторов, способных поддерживать новое «дно» цен на высоком уровне.