Газовая отрасль в горниле (не)рыночных страстей

Фото: Дмитрий Рогулин / ТАСС

Прошлый 2022 год наглядно показал, что газовый рынок, во-первых, действительно "живой", подвижный организм, а не простая совокупность давно сложившихся, заскорузлых двусторонних экономических связей. Во-вторых, он глобален – не только с точки зрения передачи ценовых сигналов между Европой, Азией и Северной Америкой, но и физического баланса спроса и предложения. Так, резкий рост спроса на СПГ в Европе привел к его скрытому дефициту в Азии, или, напротив (в зависимости от угла зрения), слабый спрос в Азии высвободил свободные объемы СПГ для поставок в Европу.

Торговля без партнерства

Еще год назад не только российские, но и европейские эксперты и политики были уверены, что газовый "развод" с Россией займет у ЕС не менее 15–20 лет и будет носить плавный, вялотекущий характер. Но оказалось, что при наличии политической воли и готовности не считаться с экономическими потерями этот путь можно пройти меньше чем за полгода. И не так важно даже, кто в этом виноват (обе стороны, естественно, обвиняют друг друга). Важно, что произошедшее носит необратимый характер, опять же обоюдно.

Международная торговля газом, особенно трубопроводным, жестко связывающая поставщика и покупателя, редко бывает просто торговыми отношениями. Вокруг нее образуется сложная, многогранная экосистема стратегического партнерства (классические примеры – Канада и США, Норвегия, Великобритания и ЕС, Россия и КНР). Страны ЕС и Россия потратили на формирование такой экосистемы полвека (с конца 1960-х годов), и она действительно сложилась. Иначе невозможно объяснить то, что в 2021 году доля российского газа в потреблении ЕС достигала 45%. За этими цифрами стоит огромное и безусловное доверие друг к другу.

В 2022 году это доверие было взаимно разрушено. А вне стратегического партнерства масштабная торговля газом была обречена.

При текущем уровне поставок (без учета Сербии, они колеблются около 60–70 млн куб. м в сутки) общий экспорт российского трубопроводного газа в ЕС составит в 2023 году порядка 25 млрд куб. м по сравнению со 141 млрд в 2021 году, то есть скукожится более чем в пять раз.

При благоприятных условиях, в случае полной нормализации двусторонних отношений, экспорт, вероятно, может вырасти до 60–70 млрд куб. м, хотя это потребует больших усилий, включая дорогостоящий ремонт хотя бы одной нитки "Северного потока – 1" и возвращение к использованию магистрали Ямал–Европа. Более реалистичным выглядит горизонт 40–50 млрд куб. м в год. И то неочевидно, что это станет возможным в 2023 году. Пока это, увы, не базовый сценарий.

Рецепт замещения

Рецепт успешного "избавления" ЕС от российского трубопроводного газа довольно замысловат и вряд ли где-то и когда-то еще может быть использован. В его основе лежит готовность пережить многолетний период крайне высоких цен, которые убивают разом двух зайцев: дестимулируют спрос (в августе–ноябре 2022 года он упал, по предварительным данным, на 20,1% к пятилетним значениям) и привлекают на рынок новое предложение. Данное предложение формирует прежде всего СПГ (за 11 месяцев +70,5% г/г), но не только – сверхпланово растут трубопроводные поставки из Норвегии и Азербайджана. Алжир пытается удержать экспорт на высоком прошлогоднем уровне. Во много раз выросли перетоки газа в ЕС из Великобритании.

На все это накладываются удивительно благоприятные погодные условия, сложившиеся начиная с сентября. Отопительный период стартовал небывало поздно – лишь 14 ноября, но и после этого "нормальная" зимняя погода наблюдалась лишь в самом конце ноября и первой половине декабря. Дело дошло до того, что 24–26 декабря ПХГ Евросоюза перешли в режим преимущественной закачки газа, что для этого периода года крайне нехарактерно.

Среднегодовые цены TTF в 2010-е годы колебались между $160 и $380 за 1 тыс. куб. м. В 2021 году они достигли почти $560, в 2022-м взлетели еще в 2,5 раза – примерно до $1340 (суточные значения достигали, как известно, $3600, но на очень короткий период). В следующем году среднегодовая цена, вероятно, будет около $1250–1450, в зависимости от баланса на рынке. Вернуться на уровень 2010-х годов котировки в Европе не смогут, скорее всего, до конца десятилетия, а опуститься ниже $1000 – вряд ли раньше 2025 года.

 Хрупкий баланс

При этом суточные цены показывают такие амплитуды, которые не представимы на большинстве сырьевых рынков. С конца августа по 1 ноября 2022 года спотовые цены на TTF упали в 16 раз, а к началу декабря вновь выросли более чем в семь раз. Подобные ценовые "качели" сложно назвать признаком здорового рынка, но они хорошо отражают хрупкость газового баланса и общую нервозность, которая хотя и снизилась, но никуда не делась.

Откровенной паники, которая царила на рынке с мая по сентябрь 2022 года, правда, больше нет. Основные объемы российского экспорта уже потеряны, а других "черных лебедей" такого масштаба не привидится. Но и новых источников газа тоже. На 2023–2024 годы приходится дно инвестиционного цикла в мировом производстве СПГ, новых мощностей в этот период будет введено совсем немного (тем более с учетом вынужденного сдвига сроков по российским проектам), и они едва компенсируют прирост спроса в других регионах. Немного улучшит эту картину лишь ожидаемое возвращение к работе завода Freeport LNG, производство на котором встало на семь месяцев. Но все равно нет никаких гарантий, что ЕС и Великобритании удастся в 2023 и 2024 годах увеличить импорт СПГ сверх уровня 2022 года.

Поставки трубопроводного газа из всех источников, кроме России, также уже находятся на пике своих возможностей. Собственная добыча газа в ЕС за январь–сентябрь 2022 года упала на 8,2% г/г. В Нидерландах, обеспечивающих больше 40% добычи Евросоюза, за 11 месяцев 2022 года производство сократилось на 14,8% г/г.

Таким образом, прирост предложения в 2023 году возможен лишь за счет, во-первых, "переманивания" дополнительных грузов СПГ, что на фоне ожидаемого роста спроса в Азии будет совсем не просто. Тут на серьезные объемы рассчитывать не приходится. А во-вторых, за счет частичного возобновления поставок российского газа в страны Северо-Западной и Центральной Европы, что, повторюсь, неочевидно. При этом общий баланс газа может ухудшиться из-за частичного восстановительного роста спроса, особенно если цены в первом полугодии будут относительно низкими (в конце декабря они опустились ниже $900 за 1 тыс. куб. м).

Таким образом, нет серьезных оснований говорить о том, что Европа "замерзнет" в ближайшие месяцы или даже годы: вопрос о физическом дефиците газа на сегодняшний день не стоит, и сама его вероятность заметно снизилась. Однако чрезвычайные экономические издержки в виде высоких цен останутся. Особенно если Еврокомиссии не удастся осуществить свой план по снижению зависимости оптовых цен на электроэнергию от цен на газ: хотя на газ приходится всего около 19% электрогенерации ЕС, издержки на покупку газа действительно в 2022 году определяли динамику цен на совокупную выработку электроэнергии.

Ценовые игры

Введение "потолка цен" на фьючерсы, торгуемые на TTF и других хабах, – весьма двусмысленный сигнал рынку. С одной стороны, страны ЕС фактически официально признали новой временной "нормальностью" цены в пределах $2000 за 1 тыс. куб. м, хотя раньше аномально высокими казались любые скачки цен выше $500–600, тем более в летний период. С другой стороны, это решение провоцирует потенциальный разрыв в ценовой динамике спотовых (на которые не наложены ограничения) и фьючерсных цен, а также переток части капитала с TTF на NBP и, возможно, другие европейские хабы, если Еврокомиссия сделает для них исключение (она выторговала себе такое право). Это расшатывает устоявшиеся механизмы ценообразования на рынке ЕС и снижает репрезентативность биржевых индексов. А более широко – ставит под сомнение биржевые индексы как наиболее совершенные механизмы ценообразования, апологетом которых в течение двух десятилетий выступал именно ЕС. При этом маловероятно, что удастся добиться основной цели – удержать рост цен в пределах $2000: на спотовом рынке в 2023 году они могут подниматься значительно выше, как и во внебиржевых контрактах. Их динамика зависит вовсе не от "потолка", а от фактического баланса спроса и предложения.

В остальном мире 2022 год, очевидно, породит кризис спотовых продаж, которые на рынке СПГ в последние годы быстро росли. По итогам 2021 года, по данным GIIGNL, доля спота в импорте СПГ достигла в Индии 31,2%, в Пакистане – 43,1%, в Бангладеш – 44,3%, в КНР – 46,5%, в Мьянме – 89,5%. Относительно низкой она была только в Индонезии, Малайзии, Японии и Таиланде. Из-за резкого разрыва в ценах по долгосрочным контрактам и на спотовом рынке (это явление наблюдалось повсеместно, в том числе отчасти и в Европе) многие азиатские потребители, включая Индию и Китай, массово отказывались в 2022 году от спотовых поставок. При этом они безуспешно пытались добиться расширения импорта по долгосрочным договорам, получая отказы почти от всех поставщиков. Даже японские энергетические компании (одни из самых привлекательных покупателей в мире) жаловались, что не могут найти на рынке долгосрочных контрактов новые объемы СПГ вплоть до 2026 года. Как следствие, в ближайшие несколько лет, вероятно, мы увидим резкий рост востребованности долгосрочных контрактов как в Азии, так и в Европе, что во многом благоприятно и для российских поставщиков.

 Рынок СПГ

Мировое предложение СПГ было объективно не готово к столь неожиданному и резкому росту спроса со стороны Европы. Он просто не был заложен в инвестиционные планы. Но оно смогло к нему быстро адаптироваться, правда, работая почти на пределах своих возможностей. В 2022 году средний уровень загрузки мощностей сжижения в мире достиг, по предварительным данным, небывалых 94%, хотя, как правило, колеблется между 80% и 90%. Все крупные экспортеры СПГ (Австралия, Катар, Россия и другие), кроме США (из-за аварии на Freeport LNG), производили в 2022 году на 2–4% выше проектной мощности своих заводов. Стремительный рост производства вызвал дефицит свободных судов-газовозов, что привело к взрывному росту ставок фрахта, которые в октябре достигали заоблачных $345–365 тыс. в сутки (даже в зимние месяцы они раньше редко "пробивали" уровень $250 тыс.).

Все это происходило на фоне стагнации спроса на газ в Азии. Вызван он был, прежде всего, неготовностью азиатских потребителей конкурировать с европейскими покупателями по цене. Но свою роль сыграли и локдауны в Китае, и относительно благоприятные погодные условия, особенно в начале года. После нулевого прироста в 2022 году МЭА ожидает увеличение спроса на газ в АТР в 2023 году на 3,1% г/г. Примерно такой же рост может быть в Африке и на Ближнем Востоке. Данный фактор усилит дефицит СПГ на мировом рынке, скрытый вынужденным сокращением спроса из-за неподъемных для многих потребителей цен.

Рост предложения СПГ в течение трех-четырех лет сможет устранить сложившийся дисбаланс. Более того, есть немалый риск переинвестирования в новые мощности сжижения, что может привести рынок к существенному профициту, начиная уже с 2026 года. Однако долгосрочная реакция спроса на кризис 2022 года вызывает значительно больше тревог. Если абстрагироваться от Европы, то основной рост потребления и СПГ, и в целом газа происходит в мире за счет стран либо с относительно низким уровнем дохода (тех же Пакистана и Бангладеш), либо с управляемым спросом, то есть способностью и стремлением государства ограничивать или увеличивать его рост в зависимости от динамики внутренней добычи, общего баланса ТЭБ, выполнения низкоуглеродных целей и т. д. Нередко это одни и те же страны. Ценовой шок 2022 года может произвести на них эффект, сравнимый с влиянием нефтяных шоков 1970-х годов на развитые государства. Иными словами, резко снизить экономическую привлекательность газа и заставить пересмотреть его роль в "энергетическом переходе". Это создает риски для всех производителей газа, включая Россию, – в отношении как "Силы Сибири – 2", так и новых проектов СПГ, которые, не считая первой очереди "Арктик СПГ 2", смогут выйти на рынок, скорее всего, только уже в условиях его перенасыщения.