Кирилл Родионов: «Цены на газ в Европе останутся низкими и после пандемии»

Источник: Refinitiv

Триггеры спада

Драйвером падения цен стало торможение в европейской промышленности, маркером которого является снижение индекса PMI Manufacturing до менее чем 50 пунктов: в Германии PMI Manufacturing находится ниже этой отметки с января 2019 года, следует из данных IHS Markit, а в Еврозоне в целом – лишь на месяц меньше. За рецессией в промышленности последовала теплая зима: в Германии, согласно подсчетам Немецкой метеорологической службы (DWD), минувшей зимой (с декабря 2019 года по февраль 2020-го) средняя температура на 3,9 градуса превышала средний уровень 1961-1990 гг. (4,1 против 0,2 градусов Цельсия), и на 3,2 градуса – средний уровень 1981-2010 гг. (0,9 градуса Цельсия).

Как следствие, спрос на газ в Европе, по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), уже в первом квартале в годовом выражении снизился на 2,6%. По той же причине отбор газа из подземных хранилищ (ПХГ) в нынешнем году проходил менее стремительно, нежели в прошлом: если за 120 дней осенне-зимнего сезона 2018-2019 гг. (с 1 ноября по 28 февраля) заполненность европейских ПХГ снизилась почти на 45 процентных пунктов (с 86,7% до 41,9%, согласно данным Gas Infrastructure Europe), то за тот же период 2019-2020 гг. (без учета 29 февраля) – чуть менее чем на 37 (с 97,3% до 60,6%).

При этом, как видно из приведенных данных, европейские ПХГ к ноябрю 2019 года были заполнены сильнее, чем к ноябрю 2018-го. В том числе, из-за опасений срыва поставок газа из России, обострившихся по мере истечения старого российско-украинского транзитного соглашения, действовавшего до 31 декабря прошлого года. Однако в конце декабря Россия и Украина подписали новый транзитный договор, а среднесуточные объемы транзита, сократившись в три с лишним раза в январе (до 82,2 млн куб. м против 274,2 млн куб. м в декабре, согласно данным «Газпрома»), начали расти в феврале и марте (до 135,4 млн и 149,7 млн куб. м соответственно). Тем самым риски возникновения перебоев не подтвердились, во многом из-за чего с конца декабря по конец января цены на хабе TTF снизились на 15% (с 11,57 до 9,85 евро/МВт-ч).

От рынка продавца – к рынку покупателя

На цены повлияла и резко возросшая доступность сжиженного природного газа (СПГ), импорт которого в Европе в 2019 году увеличился на 67% (до 88,5 млн т, по данным Refinitiv), а за первые пять месяцев 2020-го – на 26% в годовом выражении (до 47,5 млн т). Основной вклад в этот прирост внесли Россия и США, суммарные поставки которых в 2019 году выросли почти в четыре раза (с 7,6 до 29,2 млн т), а за первые пять месяцев 2020-го – более чем на 60% (с 12 млн до 19,7 млн т). И в первую очередь, благодаря усилиям американской Cheniere Energy, которая в ноябре 2018 года и августе 2019-го ввела первые две очереди проекта Corpus Christi LNG, а также «Новатэка», которой во второй половине 2018 года начал отгрузки со второй и третьей очереди «Ямал СПГ», а в апреле 2019-го запустил СПГ-завод в Высоцке (Ленинградская область).

Источник: Refinitiv

Под влиянием роста мощностей по сжижению европейский рынок все сильнее трансформируется из рынка продавца в рынок покупателя. Ранее этому уже поспособствовало распространение спотовых и краткосрочных контрактов в торговле СПГ (длительностью до трех месяцев и четырех лет соответственно): если в 2014 году на их долю приходилось лишь 9% импорта сжиженного газа в Европе, то в 2019-м – уже 33%, следует из данных Международной группы импортеров СПГ. В торговле же природным газом резко выросла доля биржевых контрактов (с 15% в 2005 году до 76% в 2018-м, по оценке Международного газового союза), в то время как доля контрактов с нефтяной привязкой, наоборот, снизилась (с 78% до 24%).

Предлагать потребителям все более выгодные условия производителей во многом вынуждала стагнация спроса. С 2000-го по 2018 год потребление газа в Европе не только не выросло, но даже немного снизилось (с 558 млрд до 549 млрд куб. м, согласно данным BP). В том числе, из-за сжатия спроса в промышленности: в 2017 году в европейских странах ОЭСР, по данным МЭА, потребление газа в обрабатывающих отраслях было на 8% ниже, нежели в 2000-м (110,7 млрд против 119,8 млрд куб. м). Источником роста спроса оставалась электроэнергетика: за 2000-2019 годы в Европейском Союзе (ЕС) выработка электроэнергии на газовых станциях выросла в полтора раза – с 476 до 699 тераватт-часов (ТВт-ч), следует из данных исследовательского центра Sandbag, ретроспективно подсчитанных для 28 стран ЕС, в том числе Великобритании. Однако при этом доля газовой генерации за тот же период выросла в ЕС лишь на 6 процентных пунктов (с 16% до 22%), тогда как суммарная доля солнечной и ветряной – сразу на 17 (с 1% до 18%).

Неутешительный прогноз

В ближайшие два десятилетия газовая генерация, по всей видимости, и вовсе начнет сдавать позиции в Европе: с 2018-го по 2040 год выработка на газовых электростанциях в ЕС будет сокращаться в среднем на 0,8% в год, тогда как на ветряных и солнечных – расти в среднем на 5,4% и 4,6% соответственно (здесь и далее – данные базового прогноза МЭА, подготовленного с учетом проектировок национальных регуляторов). В немалой степени, из-за снижения издержек альтернативной генерации: если в случае газовых станций нормированная стоимость выработки электроэнергии в ЕС за тот же период в постоянных ценах вырастет с $75 до $85 за мегаватт-час (МВт-ч), то в случае солнечных станций она снизится со $105 до $90 за МВт-ч, а в случае наземных ветряных – с $95 до $90 за МВт-ч. Как следствие, суммарное потребление газа в ЕС с 2018-го по 2040 год будет снижаться в среднем на 1% в год.

Впрочем, даже если абстрагироваться от прогнозов МЭА, компаниям и регуляторам все равно лучше иметь в виду перспективу долгосрочного падения цен. Газ на ключевых европейских хабах начал дешеветь еще до острой фазы пандемии, а потому ее завершение вряд ли повлечет устойчивый отскок.