Трансформация механизмов ценообразования на природный газ: перспективы возвращения к стационарности

Сергей КОМЛЕВ
Независимый эксперт, к. э. н.
E-mail: komlevser@gmail.com

Даниил ЧАПАЙКИН
Аспирант, Национальный исследовательский институт мировой экономики и международных отношений РАН (ИМЭМО РАН)
E-mail: dchapaykin@gmail.com

За последние годы динамика биржевых цен на природный газ в Европе характеризуется исключительно высокой волатильностью. Турбулентность биржевых цен имеет тенденцию к усилению, в особенности это касается контрактов с коротким периодом поставки. Примеров такой гиперволатильности достаточно. Котировки контракта «день-вперед» на торговой площадке TTF в конце мая 2020 г. обвалились в 4 раза по сравнению с декабрем 2019 г., затем в октябре 2021 г. наблюдался их 32‑кратный рост. Новый абсолютный рекорд цены, примерно в три раза превышающий предыдущий, был зафиксирован в августе 2022 г. Затем в октябре 2022 г., феврале-­марте 2023 г. котировки обвалились более чем в 10 раз по сравнению рекордным уровнем.
При такой волатильности закономерен вопрос: какую из цен можно считать отражающей реальную стоимость природного газа? Можно ли вообще прогнозировать его цену для обоснования инвестиционной привлекательности долгосрочных проектов и формирования достоверных бюджетов корпораций и национальных финансовых институтов?
C точки зрения авторов, качество средне- и долгосрочных прогнозов динамики цен на природный газ с помощью регрессионных моделей повышается, если они учитывают ее зависимость от динамики цен конкурирующих энергоносителей, прежде всего из триады ведущих ископаемых топлив, нефти/нефтепродуктов и угля.
Цены на эти энергоносители характеризуются относительно меньшим уровнем волатильности, а, следовательно, более высоким уровнем предсказуемости. Эта предсказуемость в отношении нефти в определенной степени объясняется существованием ОПЕК – ​международной межправительственной организации, созданной нефтедобывающими странами в целях контроля квот на добычу.
До середины прошлого десятилетия объективной необходимости в формировании аналогичного объединения экспортеров природного газа не существовало, так как мировой рынок был сбалансирован и на нем доминировали долгосрочные контракты с нефтяной индексацией. Кроме геополитических причин, а именно отсутствия единства в этом вопросе среди основных участников газового рынка, регулированию предложения препятствовали условия долгосрочных контрактов, в которых функция оперативного номинирования объемов поставки предоставлена покупателю, а не продавцу.

Турбулентность цен на природный газ в прошлом году привела к тому, что идеей их регулирования озадачился Евросоюз, который с середины февраля 2023 г. запустил механизм «потолка» цен, а с апреля – ​механизм совместных закупок: своего рода «картель покупателей», призванный объединить интересы импортеров при взаимодействии с мировыми поставщиками.

Роль межтопливной конкуренции в ценообразовании на природный газ

В международной торговле природным газом, наряду с внутриотраслевой конкуренцией «газ-газ» (КГГ), в формировании цены исключительно важную роль играет межотраслевая, межтопливная конкуренция «газ-субститут» (КГС) [1, 2, 3]. Обе формы конкуренции постоянно взаимодействуют друг с другом, оказывая соответствующее воздействие на цену природного газа.
Если механизмы формирования цены в условиях КГГ хорошо изучены и не требуют специальных разъяснений: они определяются балансами спроса и предложения на природный газ – ​то влиянию КГС, характерному для рынка энергоносителей, и природного газа в особенности, обычно уделяется недостаточно внимания, хотя эта форма конкуренции в процессах формирования цены имеет значение не меньшее, чем КГГ [4]. Ее влияние сводится к установлению устойчивых взаимоотношений между ценами конкурирующих энергоносителей. Указанные взаимоотношения наглядно проявляют себя в случаях, когда цены конкурирующих энергоносителей приведены к сопоставимому по калорийности виду, то есть взяты за единицу их теплотворности.
Несмотря на то, что природный газ – ​один из самых ликвидных биржевых товаров в Европе, периодизация этапов эволюции его ценообразования может быть эффективно построена на базе межтопливной конкуренции. В истории КГС на европейском рынке природного газа прослеживаются четыре периода, см. таблицу 1.

Предложенная периодизация этапов ценообразования не противоречит общепринятой и детализирует ее [5]. Согласно общепринятой периодизации, ценообразование на европейском газовом рынке прошло через три стадии зрелости: «начальной», «интенсивного роста» и «зрелого рынка». Краткосрочные контракты и разовые сделки появляются на стадии «интенсивного роста». Они дополняются на этапе «зрелого рынка» развитием «бумажной» биржевой торговли, появлением финансовых деривативов. В отличие от общепринятой периодизации, которая оперирует теоретическими понятиями (рента Рикардо и/или Хотеллинга, кривая Хубберта) и сталкивается с проблемой их количественной оценки, предлагаемая периодизация позволяет легко квантифицировать взаимодействия в рамках ценового треугольника: нефть, газ, уголь.

Особенности стационарного периода в ценообразовании на природный газ в Европе

Стационарный период развития в целом характеризуется подчиненной ролью цен на природный газ. Главенствующую роль в формировании стоимости природного газа играют цены на нефть и нефтепродукты. По сути, цена газа является их производной. При такой ограниченной субъектности в вопросах ценообразования природный газ выступает в роли своего рода «младшего брата нефти».
В отличие от угля, который конкурирует с газом только в одном сегменте спроса – ​электрогенерации (конкуренция в коммунально-­бытовом секторе после 70‑х гг. сошла на нет), нефть выступает в роли универсальной альтернативы газу, конкурируя с ним во всех без исключения сегментах рынка.
Воздействие КГС на цены в стационарный период фактически осуществляется по принципу ценовых коридоров или конвертов: верхнюю границу коридора образует цена нефти/нефтепродуктов, взятая по тепловому эквиваленту, а нижнюю границу – ​соответствующая цена угля. Условно эта зависимость представлена на рис. 2.

Долгосрочные контракты на поставку трубопроводного газа с возможностями гибкой корректировки объемов (ACQ/MAQ, Carry-on Forward и Make-up Gas) , долгие годы поддерживали европейский рынок в достаточно сбалансированном состоянии. Более того, цены экспортных контрактов были обычно привязаны к ценам нефтепродуктов и поэтому не могли оперативно отражать неравновесные состояния газового рынка. Балансировка рынка осуществлялась на национальном уровне из-за существования в долгосрочных контрактах запретов на трансграничную перепродажу.
С развитием торговых площадок, КГГ и краткосрочных сделок цены этих площадок начали реагировать на малейшие дисбалансы. Так, в ситуации профицита, цена газа в Европе устремлялась вниз на сближение с ценами угля. В условиях дефицита – ​вверх на сближение с ценами нефти и нефтепродуктов. В определенные периоды времени цены торговых площадок могли пробивать границы коридора в обе стороны, но это были скорее исключения из правила. Силы конкуренции с другими видами углеродных топлив в стационарный период всегда возвращали цены газа в рамки ценового конверта.
Отметим, что различие между стационарным периодом I и стационарным периодом II заключалось в том, что до конца 2010‑х гг. мировые цены нефти, газа и угля по паритету существенно не различались между собой, см. рис. 3, 5). В период II визуализация их зависимости приобрела вид, показанный на рис. 2.

После 2008 г. на газовом рынке Европы произошли глубокие структурные преобразования, которые повлекли за собой революционные изменения в ценообразовании. Прямой результат этих преобразований – ​цены торговых площадок постепенно стали играть ведущую роль, оттеснив на периферию рынка нефтяную привязку цен. Так, по данным обзора цен Международного газового союза, доля нефтяной индексации в общем потреблении Европой упала с 78 % в 2005 г. до 23 % в 2021 г. [6].
Однако, несмотря на то, что либерализация европейских энергетических рынков способствует вытеснению нефтяной индексации из практики контрактации и замене ее индексами торговых площадок, цены на газ в стационарном периоде II и без формальной привязки к ценам нефти/нефтепродуктов продолжали следовать ценовым тенденциям энергоносителей-­субститутов. Особенно сильная, фактически линейная зависимость связывает цены нефти и природного газа по форвардным контрактам с продолжительным временным базисом поставки, в частности с контрактом «год-вперед», таблица 2.

Как отмечалось в исследованиях, относящихся к этому времени, «европейские цены на газ также в долгосрочной перспективе должны быть прочно связаны с нефтяными, вне зависимости от использования или отказа от использования нефтяных индексов в долгосрочных контрактах» [7]. Устойчивая зависимость цен от нефтяных была связана и с традицией финансирования долгосрочных контрактов даже в тех случаях, когда газ реально не замещал нефтепродукты [8].
В интервале 2009–2018 гг., как следствие последовательной реализации Третьего энергетического пакета ЕС, коридор цен окончательно сформировался в достаточно широком диапазоне, см. рис. 3. В Японии, являющейся важной частью евразийского газового рынка, из-за сохранения преобладающей роли долгосрочных контрактов с нефтяной индексацией, диапазон этого коридора оказался более узким, чем в Европе.

Несмотря на возможность существенных отклонений цены природного газа от цены нефти/нефтепродуктов по энергетическому паритету высокий коэффициент корреляции между ними позволял строить регрессионные модели с высоким уровнем коэффициента детерминации, что, в первую очередь, относилось к прогнозам цен с длинным периодом поставки («квартал-­вперед», «сезон-­вперед» и «год-вперед»).

Переход к нестационарному периоду в ценообразовании на природный газ в Европе

При стационарной динамике ценообразования межтопливная конкуренция влияет на цены природного газа непосредственно через формирование ценовых коридоров/конвертов, которые вносят коррективы и ограничения в движение этих цен. Однако, как показало развитие событий после 2019 г., в условиях устойчивых дисбалансов конкуренция «газ-субститут» утрачивает свою роль в качестве доминирующего фактора в ценообразовании на «голубое топливо». Эта роль в ценообразовании переходит к конкуренции «газ-газ».
С конца 2018 г. единовременный ввод в действие дополнительных мощностей по производству СПГ в США на фоне сложившегося рынка покупателя привел к тому, что предложение газа стало существенно превышать спрос. Как результат такого превышения, цена природного газа в конце 2019 г. опустилась ниже цены угля, см. рис. 5.
Низкий спрос на природный газ в осенне-­зимний период 2019–2020 гг. еще более усугубил дисбалансы на рынке и стал причиной нетипичного поведения цены природного газа, которая не вернулась в ценовой коридор, продолжая устойчиво пребывать ниже ценового диапазона переключения с угля на газ до начала февраля 2021 г.
Ситуация эта, следует отметить, носила экстраординарный характер и была вызвана сочетанием уникальных факторов. На фоне ковидных локдаунов Европа в этот период служила последним прибежищем для невостребованных глобальным рынком объемов гибкого СПГ, в результате чего подземные хранилища Европы оказались переполнены. Осенью 2020 г. европейские эксперты всерьез обсуждали вопрос об отрицательных ценах на природный газ. Однако к концу 2020 г. рынок начал балансироваться за счет снижения экспорта СПГ из США, что продемонстрировало, несмотря на длительность, эпизодический характер ситуации «газ дешевле угля по паритету», а, значит, и всего нестационарного периода I в ценообразовании на природный газ [9].
Среди особенностей европейского газового рынка в 2020 г. следует выделить не только рекордно низкие цены на торговых площадках, но и раскорреляцию цен в паре «газ-нефть». По сути, между ценами нефти и газа не было возможно установить устойчивые связи (рис. 4).

В структуре зависимости спотовых европейских цен от нефтяного индекса североморской нефти отчетливо прослеживаются два облака точек, отражающих симметричную реакцию газовых цен относительно цены нефти в районе 50–55 долл./барр. Можно предположить, что это отражает имевшую в 2020 г. место ситуацию сокращения спроса не на конкретный энергоресурс по межотраслевым причинам, а на всю энергокорзину как результат сокращения фактических уровней промышленного производства.

Поскольку в нестационарный период I зависимость цены природного газа от динамики цен на нефть и нефтепродукты существенно ослабла и была замещена зависимостью от цены угля, регрессионные модели, построенные на базе зависимости от цен угля в этот период в наибольшей степени отвечали задачам прогнозирования цен на природный газ.
Отметим также, что упомянутая тенденция зависимости не была ограничена Европой и была характерна для всего евразийского газового рынка. Например, появление профицита на рынке Японии привело к тому, что цены краткосрочных контрактов на поставку природного газа почти сравнялись с ценами на уголь. В 2019 г. компании Tokyo Gas и Shell даже подписали инновационный для отрасли контракт с частичной привязкой к цене угля. Выбор именно этого энергоносителя связан с тем, что он выступает основным конкурентом для газа в сфере электрогенерации в странах Азии.
Нестационарный период I характеризовался не только раскорреляцией между ценами газа и нефти, но и разрушением наблюдавшихся ранее устойчивых связей между ценами «голубого топлива» и уровнем законтрактованности региональных газовых рынков в Европе и Азии [10].

Нестационарный период II

Нестационарный период II в ценообразовании на природный газ начался в 2021 г. и наблюдается в настоящее время [11]. Он характеризуется резким дисбалансом между спросом и предложением и растущем дефицитом на европейском рынке. Нестационарный период II характеризуется пробитием ценой природного газа верхней границы ценового коридора и устойчивым пребыванием цены природного газа в диапазоне, превышающим цену нефти по паритету. В некоторых случаях это превышение было в три раза и более.
Нетипичное поведение цен после 2021 г. дало основание некоторым аналитикам утверждать, что европейский газовый рынок вступил в новую эпоху, в которой цены на газ окончательно утратили связь с нефтяными и обрели полную независимость [12, 13]. Этот тезис подтверждает, кроме всего прочего, динамика цен на природный газ в октябре 2022 г., феврале-­марте 2023 г. В условиях сохранения глобального дефицита природного газа спотовые цены уже дважды снижались в Европе более чем в 10 раз от августовского пика 2023 г.
Действительно, ситуация, образовавшаяся на рынке после февраля 2022 г., кардинально отличается от прежней не только ростом числа ценовых всплесков, вызванных неэкономическими причинами. На рынке происходят качественные изменения, характеризующиеся сломом исторического паритета газовых цен с нефтью и углем, см. рис. 6.

Подскочившие цены TTF потянули за собой котировки угля, что отражается отдельным хаотично образованным облаком на уровнях свыше 230–250 евро за тонну (см. рис. 7).

Для определения «веса» факторов, влияющих на значения индикатора TTF, были построены нелинейные регрессионные модели M1 и M2, учитывающие зависимость газовых цен от цен на основные конкурирующие энергоносители – ​на уголь и нефть. Несмотря на применение одинаковых функциональных форм зависимости в обоих уравнениях, их коренным отличием является включение различных временных диапазонов. Первая модель учитывает более стационарный период волатильности, когда влияние внешних шоков было сведено к минимуму, вторая – ​была задана с учетом наблюдаемых вплоть до настоящего времени значительных флуктуаций, приводящих не только к временным количественным, но и структурным изменениям на рынках, включая разрушение европейского спроса на природный газ (см. таблицу 3).

Поскольку наблюдаемая трансформация рынка находится в активной фазе, определить качественные параметры новой ценовой зависимости не представляется возможным. Однако, задание нелинейной модели с ретроспективной динамикой позволит определить сетку трендов при определенных уровнях цен исторически конкурентных угля и нефти. При умеренном уровне волатильности нефтяных (фактическом уровне не более 100 долл./барр.) и угольных (до 300 евро/т.), возможно использование более чувствительной модели, задающей гипертрофическую реакцию TTF на внешние риск-факторы и влияющих одновременно на динамику всех основных энергоресурсов. На долгосрочном горизонте планирования перспективнее использование модели, сглаживающей факторную волатильность в пользу формирования более устойчивой линии тренда зависимой переменной.

Возможно ли возвращение к стационарности в ценообразовании на природный газ?

Такая возможность, несомненно, существует. Делать вывод о полной субъектности газовых цен, то есть полного исчезновения влияния на них со стороны КГК, на современном этапе эволюции газового рынка преждевременно. Напомним, что причиной ухода от стационарности стала разбалансировка евразийского газового рынка, вызванная сначала избыточным предложением, а затем, образованием системного дефицита природного газа. Возвращение к стационарности, таким образом, связано с возможностью балансировки газового рынка как за счет сокращения спроса, так и за счет увеличения предложения.
Разочарование в «аномальном» поведении цен газовых торговых площадок в 2022 г. стало причиной поиска «третьего» пути для стабилизации газовых цен. Так, Еврокомиссия, начиная с апреля 2022 г., обсуждала вопрос об установлении предельного уровня цен таких площадок [14]. ЕК заявила, что он не предназначен для того, чтобы стать инструментом структурного снижения цен на газ, а только для «стирания» ценовых пиков.
Страны ЕС 19 декабря 2022 г. окончательно согласовали потолок цен на газ на всех европейских хабах в размере 180 евро за МВт·ч (около 2 тыс. долл. за 1 тыс. м3). Ограничение начало действовать с 15 февраля 2023 г. В дополнение к этому ограничению с апреля 2023 г. Евросоюз запускает механизм совместных закупок.
Вмешательство ЕК в процессы ценообразования является неординарным действием, учитывая, что в течении последних 10 лет она настойчиво продавливала переход к ценообразованию, основанному исключительно на ценах торговых площадок [15]. То есть это даже не возвращение к такому традиционному и вполне эффективному способу рыночного ценообразования как нефтяная индексация [16], а к регулированию цен на этот важный энергетический товар.
Хотя нельзя исключить возможности некоторого снижения волатильности цен на природный газ на евразийском рынке как следствие введения ценовых потолков покупателями и картелизации спроса, этот «третий» путь стабилизации не может кардинально решить проблему турбулентности цен. Решение может дать только восстановление сбалансированности рынка.
В краткосрочном плане возвращение процессов ценообразования на газовом рынке Европы к стационарному периоду развития возможно после 2025 г., когда на этот рынок поступят значительные дополнительные объемы СПГ из США и Катара [17]. О таком сценарии развития динамики цен в частности свидетельствует прогноз Института энергетической стратегии [18]. Он указывает на стабилизацию цен через два года, хотя и на более высоких уровнях.
Следует, однако, иметь ввиду, что в плане балансировки рынка перед экспортерами СПГ стоит непростая задача обеспечить финансирование проектов по строительству терминалов по сжижению долгосрочными контрактами в необходимых объемах. Сложность этой задаче придает то обстоятельство, что европейские покупатели не проявляют интереса к заключению таких контрактов. Еще один фактор, который создает сложности для реализации проектов в упомянутые сроки, – ​негативное отношение инвесторов к проектам, связанным с ископаемыми видами топлива.