Плохой прогноз для России. Почему цены на газ в Европе упали всерьез и надолго
Стоило появиться сообщениям о частичном отказе китайской CNOOC от исполнения контрактов на импорт сжиженного природного газа (СПГ) из-за коронавируса, как фактические поставки СПГ в Китай действительно начали сокращаться. Увеличившись в декабре в годовом выражении на 11%, а по итогам 2019 года — на 14% (до 7,1 млн и 60,4 млн т соответственно), за январь и первые три недели февраля 2020-го они снизились на 6% (до 9,2 млн т), как следует из статистики морских перевозок Refinitiv. Это не преминуло отразиться на спотовых котировках СПГ, которые с начала января по последнюю декаду февраля просели в Китае почти двукратно, с $5,3 до $2,8 за млн британских тепловых единиц (БТЕ) — точно так же, как и в двух других крупных азиатских странах-импортерах сжиженного газа, Индии (с $5,2 до $2,8 за млн БТЕ) и Японии (с $5,3 до $2,8 за млн БТЕ).
Обратная сторона доступности
Риски переизбытка СПГ в Азии наверняка окажут давление на европейский рынок, на одном из крупнейших хабов которого, британском NBP, цены к последней декаде февраля снизились еще сильнее — до $2,2 за млн БТЕ против $3,8 за млн БТЕ в начале января (здесь и далее данные Refinitiv, если не указано иное). Правда, здесь падение цен в большей степени связано с ростом доступности СПГ, морской импорт которого в 2019 году увеличился в Европе на 70% (с 52,9 млн до 86,7 млн т). Свыше половины этого прироста (22 млн из 36,8 млн т) пришлось на США и Россию, которые нарастили экспорт на 10,8 и 11,2 млн т соответственно — в основном благодаря усилиям Cheniere Energy, которая в ноябре 2018 года и сентябре 2019-го запустила первую и вторую очереди проекта Corpus Christi LNG (штат Техас), и «Новатэка», который в августе и ноябре 2018 года ввел в строй вторую и третью очереди «Ямал СПГ», а в апреле 2019-го — СПГ-завод в Высоцке (Ленинградская область).
Большей доступности газа также поспособствовали ожидания очередного конфликта вокруг транзита через Украину, которые в прошлом году постепенно обострялись по мере истечения старого российско-украинского транзитного соглашения, действовавшего до 31 декабря. Из-за опасений газовой войны закачка газа в подземные хранилища (ПХГ) минувшей осенью и летом происходила стремительнее, нежели полтора года назад: к ноябрю 2019 года европейские ПХГ были заполнены на 97,3%, как следует из данных Gas Infrastructure Europe, тогда как к ноябрю 2018-го — только на 86,7%. Однако конфликта не произошло: в конце декабря «Газпром» и «Нафтогаз» подписали новый транзитный договор, позволивший продолжить поставки на Украину, среднесуточный объем которых, по данным «Газпрома», увеличился с 82 млн куб. м в январе до 130 млн куб. м по итогам первых двадцати дней февраля.
Как результат, если с 1 ноября 2018 года по 21 февраля 2019-го заполненность европейских ПХГ снизилась на 43 процентных пункта (с 86,7% до 43,2%), то за аналогичный период 2019-2020 годов — лишь на 34 (с 97,3% до 63,1%). К меньшему отбору газа из подземных хранилищ привела и теплая зима в Европе, оказавшаяся чересчур мягкой даже по современным меркам: к примеру, в Германии, по данным немецкой метеослужбы (DWD), средняя температура января на 2,7 градуса превысила январский уровень 2019 года (3,3 против 0,6 градуса Цельсия), который при этом сам более чем на градус превышал климатическую норму (минус 0,5 градуса Цельсия). Негативную роль сыграла и рецессия в европейской промышленности, маркером которой является снижение индекса PMI Manufacturingменее чем до 50 пунктов: для Германии прошедший январь стал тринадцатым подряд месяцем, когда он находился ниже этой отметки, а для еврозоны в целом — двенадцатым по счету, как следует из данных IHS Markit.
Ветер и солнце вместо газа
Теоретически поддержать цены могло сворачивание угольной генерации, которое подхлестнуло бы спрос на газ в Европе: в 2019 году выработка электроэнергии на угольных станциях снизилась в ЕС на 24% (на 150 ТВт-ч), согласно оценкам британского исследовательского центра Sandbag, однако освободившуюся нишу лишь частично восполнили газовые станции (прирост на 12%, или на 73,5 ТВт) — полноценную конкуренцию им составили ветровые и солнечные, увеличившие выработку на 14% и 7% соответственно (на 54 и 9,5 ТВт-ч).
Виной тому — сближение альтернативной и традиционной энергетики по уровню издержек: в 2018 году, по оценке Международного энергетического агентства (МЭА), разница в удельных капзатратах на строительство газовых и солнечных электростанций составляла в ЕС лишь $90 ($1000 против $1090 на КВт мощности), а на строительство угольных и наземных ветровых — и вовсе $50 в пользу последних ($2000 и $1950 на КВт мощности соответственно). При этом удельные расходы на обслуживание и ремонт для солнечных и наземных ветровых станций ($15 и $20 на КВт мощности) были кратно ниже, чем для станций на газе и угле ($60 и $45 на КВт мощности).
Это во многом объясняет, почему, по оценкам Sandbag, суммарная доля солнечной и ветровой генерации увеличилась в ЕС с 5% в 2010 году до 17% в 2019-м, в то время как доля газовой не только не выросла, но даже немного снизилась, с 23% до 22%. К 2030 году доля ветровой и солнечной генерации должна будет вырасти до 37%, как следует из долгосрочной стратегии Еврокомиссии, опубликованной чуть более года назад. Задача амбициозная, но вовсе не далекая от реальности: к примеру, согласно инерционному сценарию МЭА, озвученному в последнем выпуске World Energy Outlook, к 2030 году на долю ветровых и солнечных станций будет приходиться 28% выработки электроэнергии в ЕС, а по оптимистичному прогнозу — и вовсе 40% (против доли газовых станций в 19% и 16%, соответственно).
Такой прирост должен будет произойти за счет ввода новых генерирующих мощностей, объем которых, даже по инерционному сценарию, в солнечной энергетике к 2030 году увеличится более чем на 80% (со 115 до 210 ГВт), а в ветровой — почти на 60% (со 180 до 286 ГВт), тогда как в газовой — лишь на 40% (с 217 до 304 ГВт).
Спрос: неутешительный прогноз
Впрочем, о том, что потребление газа в европейской энергетике в ближайшие годы вряд ли будет расти, говорят не только прогнозы, но и ретроспективные данные: с 2010 по 2019 год, по оценке Sandbag, объем газовой генерации снизился в ЕС сильнее (на 9%, на 65 ТВт-ч), чем выработка электроэнергии в целом (на 4%, или на 129 ТВт-ч), при том реальный ВВП 28 стран Евросоюза за тот же период вырос на 14%.
Схожие тенденции характерны для трех других секторов-потребителей газа, на долю которых в 2017 году приходилось почти две трети спроса в европейских странах ОЭСР (Швейцария, Норвегия, Исландия, Турция и страны ЕС, за исключением Болгарии, Румынии, Хорватии, Кипра и Мальты) — жилищного сектора, промышленности и непромышленных отраслей, не связанных с электроэнергетикой, которые с 2010 по 2017 год снизили потребление газа на 4%, с 344 млрд до 331 млрд куб. м, как следует из данных МЭА (более поздних оценок нет). Как результат, суммарный спрос на газ среди этих стран за аналогичный период снизился на 7%, с 574 млрд до 532 млрд куб. м.
В этой связи наверняка оправдается последний среднесрочный прогноз МЭА, согласно которому с 2018 по 2024 год потребление газа в ЕС увеличится лишь на 0,4%, притом что мощности по сжижению в Северной Америке вырастут почти четырехкратно (с 31 млрд до 122 млрд куб. м), а регазификационные мощности в Европе — на 5% (с 241 млрд до 252 млрд куб. м). Вкупе с недавним запуском газопровода TANAP, предназначенного для транспортировки каспийского газа в Европу в обход России, и проектом Baltic Pipe, который к 2023 году позволит доставлять газ в Польшу с месторождений Северного моря, это будет означать окончательное превращение европейского рынка в рынок покупателя, где условия диктуют потребители, а не продавцы.
Таким образом, нынешнее падение цен с высокой вероятностью окажется лишь предвозвестником новой эпохи, в условиях которой рост конкуренции, снижение маржинальности и стагнирующий спрос станут не эпизодом, а новой константой в развитии газового рынка — по крайней мере в Европе.