Коронавирус и его влияние на рынки нефти и газа
Татьяна Митрова, директор Центра энергетики Московской школы управления «Сколково»
Юрий Мельников, старший аналитик Центра энергетики Московской школы управления «Сколково»
Сергей Капитонов, аналитик по газу Центра энергетики Московской школы управления «Сколково»
Екатерина Грушевенко, старший аналитик по нефтегазовому сектору Центра энергетики Московской школы управления «Сколково»
Пандемия COVID-19 стала шоком для мировой экономики. Бизнесу пришлось адаптироваться к условиям новой реальности, оперативно подстраиваясь под ситуацию, о которой никто не мог предположить и полгода назад. Энергетический сектор также переживает непростой период. Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО выпустил исследование «Коронакризис: влияние COVID-19 на ТЭК в мире и в России». Работа стала первой попыткой осмысления средне- и долгосрочного влияния коронавируса на различные мировые энергетические рынки.
НЕФТЯНАЯ ОТРАСЛЬ
Сильнее всего последствия от коронакризиса ощутила нефтяная отрасль. Помимо непосредственного влияния COVID-19 на работу предприятий, отрасль пострадала от резкого сокращения спроса, в первую очередь – со стороны транспортного сектора (автомобили и авиаперевозки), который оказался наиболее уязвим из-за карантинных мер по всему миру. Так, в апреле 2020 года, по данным Rystad Energy, спрос упал на 27%, а среднегодовое падение спроса прогнозируется в 11% (10,8 млн. барр./сут.).
Азия
Падение спроса на нефть, как и сама эпидемия, началось в Китае, и его динамика могла бы многое сказать о предстоящей динамике спроса в других странах, однако особенности китайской статистики не позволяют делать однозначных выводов. По официальным данным, потребление сырой нефти в Китае в период с января по март 2020 г., составило 11,98 млн барр./сут., что на 4,6% меньше, чем в 2019 г. В марте потребление снизилось на 6,6% по сравнению с мартом 2019 г. При этом, по данным таможенного управления КНР, импорт нефти вырос в марте на 4,5% до 9,68 млн барр./сут. В апреле показатели увеличились. Так, в апреле Китай переработал 13,1 млн барр./сут. сырой нефти, что на 11% больше, чем в марте 2020 года. Тем не менее, суммарный спрос на нефть со стороны НПЗ в январе-апреле 2020 года был ниже на 3,4%, чем за это же период 2019 года.
Дополнительные объемы импорта сырой нефти обусловлены не только тем, что спрос в Китае начинает восстанавливаться, но тем, что страна активно заполняет хранилища по низким ценам. Прогнозы внутреннего спроса на нефтепродукты в Китае сейчас очень сильно разнятся. Так, по оценкам Argus со ссылкой на компанию CNPC, спрос на дизельное топливо должен был восстановиться в апреле, спрос на бензин - в мае, а на авиационный керосин - в июне. А по оценкам OIES, внутренний спрос на нефтепродукты не восстановится и до конца года и будет на 0.1-0.25 млн. барр./сут. ниже уровня 2019 г. - то есть вообще может стать первым падением спроса на нефть в Китае с 1990 г. В Индии спрос на сырую нефть в апреле упал на 50%, поскольку страна переживает тотальный локдаун. Спрос на дизельное топливо упал примерно на 61%, потребление бензина сократилось на 64%, а спрос на авиационное топливо сократился на 94% по сравнению с апрелем 2019 года. В мае в стране началось восстановление - по данным Bloomberg, спрос вырос на 75% по сравнению с апрелем.
США
C начала 2020 г. спрос на нефть со стороны НПЗ снизился на 25% (с 16,9 млн барр./сут. до 12,9 млн барр./сут.). При этом в апреле он достиг минимальных значений с 1990-х годов в 12,7 млн барр./сут., после чего началось небольшое восстановление. По прогнозам EIA, среднегодовой спрос на нефть со стороны НПЗ в этом году составит 14,9 млн барр./сут., что на 1,7 млн барр./сут. или на 11% ниже, чем в 2019 г.
Европа
Подробной информации по спросу в ЕС пока нет, поэтому приходится отталкиваться только от фрагментированных данных, которые позволяют лишь приблизительно оценить масштабы спада. Потребление нефтепродуктов в Италии в апреле сократилось на 45% по сравнению с апрелем 2019 года до 2,68 млн т в прошлом месяце. Последние данные отраслевой ассоциации Unione Petrolifera (UP) показывают резкое снижение потребления моторного топлива: потребление дизеля сократилось на 50% по сравнению с годом ранее, спрос на бензин снизился на 73%, а потребление авиатоплива снизилось на 92%. В Великобритании спрос на дорожное топливо в апреле снизился на 55–60% по сравнению со снижением в 65–70% в середине марта. В Испании спрос на бензин в конце апреля снизился на 75% по сравнению с апрелем 2019 года. Это лишь незначительное улучшение с 81%, которое было в середине апреля и 83% в конце марта.
Среднесрочные последствия
Нынешний кризис порождает множество вопросов, касающихся будущего спроса на нефть. В зависимости от продолжительности ограничительных мер, возможны разные сценарии восстановления спроса. Не однозначна и будущая динамика предложения – насколько строго страны, вступившие в соглашение о сокращении добычи, будут готовы его придерживаться, особенно когда спрос пойдет вверх, а доходы бюджетов достигнут дна… Это поле возможных вариантов отражено в матрице сценариев (Таблица 1). При этом важно сразу отметить, что наши расчеты показывают, что во всех сценариях цены в 2020-2021 гг. не вернутся на докризисный уровень.
Таблица 1 - Матрица среднесрочных сценариев конъюнктуры мирового нефтяного рынка.
*Без учета хранилищ.
Источник: расчеты Центра энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО.
Наиболее разрушительным сценарием для всех участников рынка мог бы стать сценарий "Войны всех против всех", в этом случае нефтяные котировки и в следующем году не превысят 20-22 долл./барр., продолжая выводить с рынка игроков. В долгосрочном периоде данный сценарий опасен тем, что возрастает вероятность нехватки инвестиций в отрасли и вследствие этого, последующий резкого роста цен.
В прочих сценариях, где соблюдаются квоты на добычу, цены начинают восстанавливаться вслед за спросом, постепенно удаляются излишки нефти в хранилищах. Меньшее количество проектов становятся нерентабельными, компании начинают снова наращивать добычу, в первую очередь сланцевые и шельфовые проекты. Снова возникает риск перепроизводства нефти. В этом случае вновь встает вопрос – как обеспечить стабильность нефтяного рынка? Нынешние отношения между основными производителями (в первую очередь – между Саудовской Аравией, США и Россией), с одной стороны, а также между производителями и потребителями, представляют собой сложную систему, подверженную влиянию не только экономических, но и политических факторов. Это оказывает значительное влияние на динамику цен на мировом рынке. Более того, система ценообразования на нефть, где доминирующую роль играет финансовый рынок со своими особенностями, обусловливает высокую волатильность цен с регулярными их обвалами. Альтернативы пока не находят широкого обсуждения.
Формирующаяся в результате показанных выше сценариев ценовая конъюнктура, безусловно, скажется на производителях – особенно на участниках рынка с высокими издержками. Крупные нефтегазовые компании уже объявили о сокращении своих бюджетов на 2020 г. - девять крупнейших нефтегазовых компаний, включая Saudi Aramco, Exxon Mobil и Royal Dutch Shell в совокупности сократят 43,4 млрд долл. (минус 23%) по сравнению с первоначальными планами расходов в 177,3 млрд долл. на 2020 г. Например, Exxon Mobil - крупнейшая вертикально-интегрированная компания - снизит инвестиции на 30% до 23 млрд долл. Saudi Aramco - крупнейшая национальная нефтегазовая компания в мире - планирует урезать бюджет на 29% до 25 млрд долл.
Однако основной удар и сокращение капвложений ожидает независимые малые и средние нефтяные компании, не имеющие серьезных финансовых резервов. Напротив, у национальных компаний с государственным участием есть хорошие перспективы добиться господдержки и за счет этого поддержать в определенной мере инвестиционную активность. Важно отметить, что урезание бюджетов будет осуществляться за счет отмены или переноса реальных проектов, поскольку практически весь потенциал по снижению издержек уже был реализован в предыдущее снижение цен 2014-2016 гг., и компании вряд ли смогу повторить этот подвиг.
В целом по сектору в 2020 г. ожидается сокращение инвестиций как минимум на 20-25%, причем в отдельных странах, например, в США, оно может достигать 40-60%. По оценкам МЭА, сейчас динамика снижения инвестиций похожа на динамику 2015-2016 гг., и, в целом за период 2020-2021 гг., инвестиции могут сократиться на 45% - с 505 млрд долл. в 2019 г. До 280 млрд долл. к 2021 г. Это станет самым низким показателем за последние 10 лет. Такая динамика инвестиций означает, что уже к 2024 г., когда спрос должен восстановиться, отрасль может столкнуться с кризисом недоинвестирования, что в свою очередь может привести к очередному ценовому циклу на рынке.
Россия
Для России подобное изменение конъюнктуры нефтяного рынка несет серьезные риски, однако пока в статистике они не отражаются. В целом по итогам первого квартала 2020 года российский экспорт нефти пострадал не сильно. По данным ЦДУ ТЭК, экспорт сырой нефти и газового конденсата из России в январе-апреле 2020 г. составил 86,3 млн тонн, что на 1,8% ниже аналогичного показателя 2019 г. В апреле в дальнее зарубежье было экспортировано 22,2 млн тонн российского нефтяного сырья, т.е. по сравнению с тем же месяцем прошлого года экспорт снизился на 0,3%.
С точки зрения рыночной конкурентоспособности, российские производители смотрятся уверенно, поскольку капитальные и операционные затраты в среднем по отрасли не велики и в основном номинированы в рублях, что позволяет им снижаться в условиях девальвации. Кроме того, российская нефтяная отрасль имеет определенный запас прочности в силу особенностей налогового регулирования, при котором риски низких цен на нефть переносятся на бюджет. Да и для государства в целом цены нефти, заложенные в бюджет, значительно ниже, чем у других ресурсных экономик, хотя и заметно превышают реальный уровень цен в настоящее время.
Тем не менее, жесткая ценовая война ухудшает положение России на мировом нефтяном рынке. Большие скидки на нефть Саудовской Аравии снижают привлекательность российской нефти на ее целевых рынках и приводят к сильному удешевлению российского сорта Urals. В апреле она уже падала до исторических минимумов 1998 г. в 8,48 долл./барр.
Помимо сверхнизких цен, на российскую нефтяную отрасль давит необходимость быстрого и глубокого сокращения добычи. По итогам апрельских встреч ОПЕК+ и министров энергетики G20 Россия взяла на себя самые большие объемы сокращения в среднем по году добыча нефти в России снизится на 0,95 млн барр./сут. или на 45 млн тонн, таким образом добыча нефти и газового конденсата в России в 2020 г. должна составить не более 515 млн тонн.
Масштаб сокращения добычи и падения денежных потоков компаний неизбежно приведет к уменьшению бюджетов и пересмотру инвестиционных программ, в частности в геологоразведку, сокращению заказов для смежных отраслей, явно потребует оптимизации работы НПЗ. В худшем положении оказались малые и средние компании, а также компании с высокой долговой нагрузкой, поскольку у них запас прочности самый низкий. Наиболее уверенно себя будут чувствовать – и это предсказуемо – компании с высокой маржинальностью, хорошим контролем затрат и подушкой финансовой безопасности, а также, разумеется, все компании с госучастием.
Колоссальные объемы необходимого сокращения поднимают сложнейший вопрос о том, как провести его с наименьшими потерями для будущей добычи, для компаний и для бюджета, и сделать это быстро. Уже можно предполагать, что потребуется экстренная адаптация или временное замораживание существующего регуляторного режима в части требований по выполнению лицензионных обязательств компаний, налогообложения при постое скважин и выводе их из эксплуатационного фонда на консервацию и пр.
Для России сложившаяся на нефтяном рынке ситуация означает радикальное сокращение доходов от экспорта – как выручки компаний, так и бюджетных поступлений. Проведенные расчеты демонстрируют, что даже в самом оптимистичном сценарии доходы от экспорта нефти снизятся в два с половиной раза по сравнению с докризисным сценарием, однако, вполне возможны и более негативные сценарии с падением доходов бюджета в 4-10 раз в 2020 г. Пессимистический сценарий, подразумевающий снижение мирового спроса на 11 млн барр./сут. и несоблюдение квот на добычу, может привести российскую нефтяную отрасль к порогу безубыточности для действующих проектов и практически лишить бюджет поступлений от НДПИ и экспортной пошлины.
ГАЗОВАЯ ОТРАСЛЬ
Спрос на газ по-разному реагирует на кризис в различных секторах:
· снижается в промышленности и коммерческом секторах из-за ухода части потребителей на карантин;
· вслед за электропотреблением сокращается в секторе электроэнергетики (хотя здесь очень многое зависит от особенностей национального регулирования и структуры установленной мощности);
· растет в домохозяйствах вслед за переходом людей на удаленный режим работы и учебы – в первую очередь на нужды отопления и приготовления пищи.
При этом влияние карантина на газовую отрасль неоднородно из-за разного профиля и структуры потребления газа в различных странах и регионах. В Китае, например, свыше 40% потребляемого газа приходится на промышленность, включая химическую. Немногим более 20% — это электрогенерация, оставшиеся около 36% - коммунально-бытовой и транспортный сектора. В Европе несколько другая структура потребления газа: на промышленность приходится порядка четверти потребляемых объемов газа, а бОльшая часть – это тепло- и электрогенерация. По китайской статистике, за первые два месяца 2020 г. промышленное производство снизилось на 14%, а выпуск продукции в химической промышленности – на 21%. Таким образом, в Китае пострадали целевые для природного газа сектора. В Европе, скорее, можно говорить об изменении привычной модели поведения потребителей, вынужденных находиться дома, где им все равно понадобится тепло и электроэнергия, произведенная на газовых электростанциях. Однако, закрытие офисов и промышленных площадок, конечно, тоже оказало влияние на спрос на газ и в европейских странах, просто не такое значительное.
Азия
По итогам 2019 г., на фоне экономического замедления, спрос на газ в Китае увеличился лишь на 9,6% до 304 млрд куб. м - это самый низкий рост газопотребления в стране с 2016 г. Но это было только начало - в январе 2020 г. под влиянием жестких карантинов и закрытия ряда предприятий спрос на газ в Китае снизился на 1%. Затем в-феврале 2020 г. потребление природного газа в стране выросло на 1% — это небывало малая величина для Китая в зимние месяцы в динамике последних лет. По данным Института экономики и энергетики CNPC, импорт СПГ Китаем в январе-феврале 2020 г. снизился на 3,5% (тогда как за аналогичный период 2019 г. он вырос на 19,7%). Общий импорт природного газа в январе-феврале 2020 г. снизился на 4,1%, тогда как год назад – вырос на 18,5%. С марта началось восстановление экономики Китая, в целом, по предварительным оценкам OIES, потребление газа в Китае в 1 квартале 2020 г. показало 8% рост по отношению в предыдущему году, в первую очередь благодаря мощному росту собственной добычи – на 12% при скромном увеличении импорта (всего на 3%). При этом шло активное заполнение подешевевшим газом относительно небольших мощностей по хранению, которыми располагает Китай, и которые сейчас, судя по всему, уже практически полностью заполнены. Поэтому реальные цифры сокращения внутреннего спроса в статистике сейчас "смазываются" мощной закачкой газа в ПХГ.
В феврале компания CNOOC приостанавливала исполнение контрактных обязательств в рамках контрактов с тремя своими контрагентами. В марте компания PetroChina объявила о форс-мажоре по импорту нескольких партий СПГ. Примеру китайских импортеров следовали индийские компании. В частности, по сообщениям СМИ, под объявление форс-мажора попали и поставки трейдинговой "дочки" "Газпрома" в адрес GAIL. А корейская KOGAS попросила своих партнеров перенести поставки СПГ на более поздний срок, использовав механизм корректировки поставки в сторону уменьшения (DQT). Одновременно в марте сообщалось, что Китай снизил закупки трубопроводного газа из Казахстана по газопроводу "Центральная Азия-Китай" на 25%. Косвенно можно сделать вывод и о снижении поставок газа из Туркменистана и Узбекистана. Так, в январе-феврале китайский импорт из Туркменистана снизился на 17%, из Узбекистана – на 35%. По состоянию на 7 марта, по газопроводу из Центральной Азии в Китай было поставлено 7,6 млрд куб. м газа. (в среднем, 113 млн куб. м в сутки). В первом квартале 2019 г. по газопроводу было поставлено 11,5 млрд куб. м в сутки или в среднем 127 млн куб. м в сутки. Таким образом, в среднем, можно говорить об 11% снижении поставок газа и Центральной Азии в Китай в первом квартале этого года. Кроме того, на две недели, по причине, официально называемой «профилактическими работами», был остановлен газопровод "Сила Сибири". После окончания активной фазы эпидемии в Китае стоит ожидать оживления экономической активности и роста спроса на газ. Первые робкие признаки оживления газового рынка в Азии стали наблюдаться с начала апреля. По данным Argus, в апреле Китай закупил 5,1 млн т СПГ, что на 13% выше мартовского показателя и на 21% - апреля прошлого года. Положительным импульсом для восстановления спроса на рынках АТР является предоставление Китаем тарифных исключений для импорта СПГ из США. По сообщениям СМИ, в мае семь партий СПГ из США было отправлено в Китай. Впрочем, для полноценного восстановления экспортно-ориентированной экономики Китая требуется наличие положительной динамики на рынках торговых партнеров КНР.
Обратную Китаю тенденцию зимой 2020 г. демонстрировали другие азиатские потребители, у которых спрос эластичен по цене, то есть, при падении цен увеличивающие импорт. Наиболее ярким примером стала Индия, нарастившая импорт спотового СПГ в феврале 2020 г. на 68% и одновременно увеличившая загрузку мощностей газовой генерации. Однако, эта тенденция наблюдалась на фоне ценового шторма на рынках, до введения полномасштабного карантина в Индии, который начался 25 марта. Любопытно, что Индия одновременно объявила о нескольких форс-мажорах по долгосрочным контрактам еще до введения карантина. О намерении воспользоваться ситуацией и увеличить закупки дешевого СПГ на спотовом рынке заявил и Бангладеш.
Европа
Введение локдаунов, закрытие офисов и производственных площадок оказывает серьезное влияние на европейский спрос на газ. В Италии во время карантина наблюдалось резкое сокращение спроса на промышленное потребление (на 28% ниже среднего уровня за 2014-2019 гг.) и в электроэнергетике (на 23% ниже среднего за тот же период). Аналогичная динамика наблюдалась и в других странах, которые ввели жесткие карантинные ограничения: по предварительным оценкам системных операторов, спрос на газ в Германии упал на 9%, в Великобритании на 21%, в Испании и Италии на 25% и на 34% во Франции. Ситуацию со спросом на газ в марте-апреле усугубила теплая погода в этих регионах. Режим самоизоляции в ряде регионов оказал негативное влияние на производство электроэнергии на газовых электростанциях. Европейской газовой отрасли еще только предстоит оценить весь ущерб от эпидемии COVID-19. До начала эпидемии аналитики ожидали роста спроса на газ в Европе на фоне низких цен, сегодня речь идет о стагнации или снижении. Безусловно, свалившиеся в пике цены на газ позитивно отражаются на потреблении газа в электрогенерации. Так, например, в первом квартале выработка электроэнергии на газовых электростанциях Польши выросла на 27%, а на угольных – снизилась на 23%. А Польша это традиционный крупный угольный рынок. Однако, в целом упавший спрос на энергию из-за карантина компенсировать будет сложно. По оценкам OIES, по итогам года ожидается падение спроса на газ на 3-5,5%. Порядка 70% потребления газа в Европе приходится на тепло- и электрогенерацию, менее подверженную флуктуациям. На более «уязвимый» промышленный сектор приходится около 25% потребления газа в регионе. В качестве позитивного фактора для потребления газа можно указать рост потребления тепловой энергии жителями ЕС во время карантина.
История предыдущих кризисов демонстрирует, что при снижении ВВП в Европе на 3% согласно прогнозу МВФ, можно предполагать «выпадение» с рынка 25-30 млрд куб. м в год. При этом гораздо губительнее для потребления газа оказывается затяжная рецессия, помноженная на высокие цены. Так, например, в ходе восстановления экономик Европы в 2010-2014 гг. с рынка ушло свыше 100 млрд куб. м газа (см. рис).
Источник: BP, World Bank, Центр энергетики Московской школы управления «СКОЛКОВО»
Среднесрочные последствия
Текущая ценовая конъюнктура на европейском рынке, в принципе, негативна для любого поставщика. На рынке Европы биржевые цены на газ, то есть те, которые формируются на виртуальных торговых площадках на основе спроса и предложения уже падают ниже $40 за тысячу кубометров. Для сравнения в регионах Центральной и Южной России «Газпром» может получать до $65 по текущему курсу за тысячу кубометров, продавая газ промышленным предприятиям и чуть ниже – населению. И при этом не нужно тратиться на транспортировку газа и платить 30%-ную экспортную пошлину.
В Азии цены тоже на критически низком уровне. Так, котировки на СПГ по индексу JKM торгуются на уровне $2/млн БТЕ ($70/тысячу кубометров) – это самый низкий уровень за всю историю наблюдений. В некоторые дни прошедшей весной цены опускались ниже психологического барьера в $2/млн БТЕ.
Закономерным последствием происходящих процессов на газовых рынках стало радикальное сокращение затрат компаниями, пересмотр их инвестпрограмм и перенос сроков ввода ряда новых проектов. Текущий идеальный шторм на рынках также приведет к сложностям к контрактованию продукции, особенно на долгосрочной основе, ведь текущий уровень спотовых цен на рынках неприемлем для поставщиков. Стоит ожидать масштабного пересмотра контрактов, в особенности, в Азии – ведь цены по долгосрочным контрактам сейчас в 3-5 раз выше цен спотового рынка. Кроме того, серьезными для отрасли могут оказаться и последствия со стороны финансового сектора - для наиболее капиталоемких проектов с высокой стоимостью производства привлечение долгового финансирования вообще может оказаться невозможным.
Россия
Влияние происходящих изменений в конъюнктуре мировых газовых рынков на российский экспорт газа уже заметно. В марте в России, по данным ЦДУ ТЭК, было добыто 59,4 млрд куб. м газа, что на 12,3% меньше, чем в том же месяце прошлого года. В апреле объем добычи составил 55,14 млрд куб. м, снизившись на 14,3% относительно того же месяца прошлого года. По сравнению январем-апрелем прошлого года добыча снизилась на восемь процентов и составила 240,55 млрд куб. м. Экспорт "Газпрома" в Европу год к году снижается с января на порядка 20% и находится сейчас на минимальных значениях с 2015 г., поэтому можно предполагать, что основная часть этого сокращения добычи обусловлена именно снижением экспорта (см. рис).
Источник: ENTSOG, Центр энергетики Московской школы управления «СКОЛКОВО»
С учетом результатов первого квартала 2020 г. и происходящего в странах Европы сокращения спроса, по итогам года можно ожидать снижения поставок российского трубопроводного газа в Европу на 20-30 млрд куб. м (в зависимости от сценария). Кроме того, эти поставки придется осуществлять в условиях значительного падения цены реализации газа. Перенасыщенность рынка в сочетании с окончанием отопительного сезона и продолжающимся карантином будут оказывать дополнительное давление на цены газа в Европе. При этом пока цены по долгосрочным контрактам "Газпрома" превышают цены на европейских хабах. Низкие цены на нефть начнут играть "в плюс" концерну только начиная с поздней осени, когда долгосрочные контракты с нефтепродуктовой индексацией отразят нынешнее падение нефтяных котировок и газ "Газпрома" станет более конкурентоспособным. До той поры клиенты могут продолжать выбирать дешевый газ со спотового рынка. Но и влияние подешевевшей нефти на конкурентоспособность поставок "Газпрома" будет ограниченным, ведь уже свыше 60% объемов по контрактам привязаны к котировкам хабов. Сочетание уменьшения объемов и низких цен экспорта неизбежно приведет к падению выручки от экспорта и доходов бюджета – конечно, на фоне ожидаемого падения выручки от нефтяного экспорта, это не такие значительные цифры, тем не менее, для предприятий самой отрасли это будет означать необходимость режима жесткой экономии и сокращения инвестиций, что, в свою очередь, неизбежно отразится через мультипликативные механизмы на смежных отраслях.
Влияние коронавируса на внутренний спрос на газ в России еще только предстоит оценить, пока статистика недоступна. Кроме того, ее придется очищать от погодного фактора: сложно будет определить, в какой мере сокращение спроса вызвано влиянием коронакризиса, а в какой- аномально теплой температурой в марте (только в Москве было побито пять температурных рекордов). В любом случае, как показывает опыт предыдущих кризисов 2008-2009 и 2014 гг., падение ВВП на 5- 8% ведет к снижению внутреннего спроса на газ на 5-6%. Интересно, что в силу особенностей регулирования внутренних цен на газ, они сейчас оказываются более привлекательными для производителей, чем экспортные нетбеки (после уплаты экспортной пошлины и затрат на транспортировку), в связи с чем можно ожидать с одной стороны усиления конкуренции за наиболее прибыльных промышленных потребителей на внутреннем рынке, а с другой стороны – усиления давления этих потребителей на государство с требованиями пересмотра внутренних цен и приведения внутренних нетбеков в соответствие с европейскими для обеспечения конкурентоспособности национальной промышленности.
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ
В Китае, с которого началось распространение коронавируса, совокупное снижение потребления электроэнергии в январе-феврале 2020 г. достигло 7,8%, а наибольший вклад внесло текстильное производство (минус 30%) и машиностроение (минус 21%). При этом степень снижения электропотребления зависит от жесткости и продолжительности карантина. Так, в китайской провинции Хубей, которая была эпицентром заболевания и испытала самые строгие карантинные меры еще в январе-феврале 2020 г., пиковая нагрузка в конце января была на 21% ниже планируемой, по данным Wood Mackenzie. В Европе наблюдаются аналогичные показатели – до 30-40% падения спроса в пике в Италии и Испании, после которого спрос восстанавливается.
При сокращении спроса на электроэнергию, важные изменения происходят и в структуре ее производства – в первую очередь разгружаются наиболее "грязные" электростанции, работающие на ископаемом топливе. В Китае, по данным IHS Markit, в январе-феврале 2020 г. выработка на солнечных электростанциях выросла на 12% - на фоне падения выработки на ТЭС на 9%. В Германии по итогам первого квартала 2020 г. наблюдалось аналогичное явление: выработка на ВИЭ выросла на 14% на фоне резкого снижения генерации на буром и каменном угле (рисунок).
Такие же эффекты отмечаются в Испании, Италии, США и других странах – их энергосистемы словно переместились в будущее, резко нарастив долю генерации на ВИЭ.
Среднесрочные последствия
Сейчас операционная и инвестиционная деятельность энергокомпаний сталкивается с принципиально новыми вызовами, например, рисками временной потери трудоспособности ключевого оперативного персонала, откладывания всех работ, включая ремонты, до лучших времен, и приоритетного использования активов с минимальными операционными издержками. На время карантина приостанавливаются все работы, не связанные напрямую с обеспечением надежности оборудования и энергосистем. Откладываются ремонты или инспекции паровых и газовых турбин, монтаж солнечных панелей и ветроустановок, пусконаладка оборудования на новых подстанциях и электростанция, присоединение новых потребителей. После первой волны карантинов эти работы возобновятся, но с новыми требованиями и процедурами охраны труда и здоровья персонала, которые потребуют дополнительных затрат и увеличат сроки реализации проектов. Во время карантина максимальный ущерб получают небольшие компании, работающие на рынке домашних солнечных электростанций - количество заказов у них практически обнуляется из-за стремления владельцев домохозяйств к социальной изоляции. По оценке американской Solar Energy Industries Association, как минимум каждый второй из 250 тыс. трудящихся в этой сфере в США потеряет работу в ближайшие месяцы (в лучшем случае до окончания карантина). По оценке S&P Global Ratings, европейские энергокомпании могут снизить инвестиции в 2020 г. на 10-15% и сократить выплату дивидендов, чтобы справиться с риском сокращения выручки и сосредоточиться на наиболее важных проектах. В среднесрочной перспективе влияние этих вызовов сохраняется, но добавляется угроза оттока инвестиций по разнообразным причинам – от экономического спада и «кассовых разрывов» до смены приоритетов инвесторов и государственной политики (например, в пользу удержания минимальных цен на энергию или ускоренного развития распределенной, «зеленой» энергетики и низкоуглеродного развития). Инвестиционные планы энергокомпаний могут быть пересмотрены и реструктурированы исходя из приоритетов, задаваемых карантином – вне зависимости от того, касались ли эти планы возобновляемой или, например, угольной энергетики. Запас устойчивости энергокомпаний не безграничен – по заявлению сообщества европейских распределительных сетевых компаний (Energy Community Distribution System Operators, ECDSO-E), через 2-3 месяца углубления проблем с неплатежами и срывом цепочек поставок они попадут в зону риска срыва краткосрочных обязательств, в том числе в рамках обычной операционной деятельности. Это произойдет из-за дефицита оборотного капитала и невозможности привлечь его на стороне. В ответ на опрос журнала PV Magazine, консалтинговые компании, работающие в сфере солнечной энергетики (германская Enervis, испанская AleaSoft, итальянская REF-E, американская LevelTen Energy и норвежская Rystad), выразили уверенность в негативном влиянии коронакризиса на несубсидируемые проекты с малой маржой, которое сохранится в краткосрочной перспективе. LevelTen Energy добавляет, что в целом влияние COVID-19 на сектор ВИЭ не будет значительным, поскольку корпоративные инвестиции по модели PPA (Power Purchase Agreement, долгосрочные контракты на поставку мощности) устойчивы к временной турбулентности на рынке, девелоперы защищены от этих шоков долгосрочными соглашениями. Rystad обращает внимание на риск обесценивания валюты в Австралии, Бразилии, Мексике, ЮАР по отношению к доллару, что приведет к резкому росту капитальных затрат и также может привести к сокращению инвестиций в сектор.
Произошедшее падение цен на ископаемое топливо, очевидно, снизит экономическую привлекательность отдельных специфических проектов (таких как замена дизельной или мазутной генерации на комбинацию из ВИЭ и накопителей). Но в целом падение цен на нефтяном, газовом и угольном рынках, а также снижение цен на СО2 (в странах, запустивших ценовое регулирование выбросов парниковых газов), вряд ли окажет радикальное воздействие на структуру инвестиционных портфелей в электроэнергетике по следующим причинам:
1) инвестиции в возобновляемую энергетику уже несколько лет превышают инвестиции в топливную, причем их соотношение изменяется в пользу ВИЭ под воздействием долгосрочных трендов и ожиданий инвесторов – какой-либо корреляции с динамикой цен на ископаемое топливо не наблюдается;
2) угольная генерация давно находится под сильным давлением общества из-за экологических соображений, и в условиях временного снижения спроса становится первым кандидатом на вывод;
3) доля нефти и нефтепродуктов в генерации электроэнергии незначительна и вряд ли будет увеличиваться даже в среднесрочном периоде;
4) можно предполагать определенный рост газовой генерации при сохранении цен на газ на текущем низком уровне, однако, импортеров (Китай, Индия, Европа, страны ЮВА) рост зависимости от импорта, соображения энергобезопасности и перспективы возможных будущих скачков цен на топливо будут подталкивать, скорее, делать выбор в пользу ВИЭ;
5) для большинства стран основной задачей в ближайшие годы будет борьба с безработицей, с этой точки зрения ВИЭ – гораздо более привлекательная отрасль для господдержки, создающая больше рабочих мест, чем нефтегазовый сектор. По оценке IRENA, в секторе ВИЭ по всему миру в 2018 г. было занято 11 млн человек, и к 2050 г. это число может учетвериться (кроме того, дополнительные 40 млн рабочих мест могут появиться в секторах, связанных с энергоэффективностью и системной гибкостью);
6) нефтегазовые компании, инвестировавшие в ВИЭ и электроэнергетику, конечно, могут сократить инвестиционные портфели – но в глобальном масштабе даже их сокращение до нуля не вызовет эффекта, поскольку доля нефтегазового сектора в инвестициях в ВИЭ незначительна – около 2 млрд в год на фоне 300 млрд долларов в год, по данным IEA. В целом получается, что, теоретически, поскольку почти 75% прироста генерирующих мощностей в 2019 г. в мире обеспечили ВИЭ (в первую очередь солнечные и ветряные электростанции), то в количественном отношении именно эти сферы могли бы пострадать сильнее всего. Однако на практике, динамика и структура инвестиций в электроэнергетику в период восстановления экономики, по всей видимости, будет определяться особенностями энергетической политики в каждой конкретной стране. Так, в Евросоюзе долгосрочным приоритетом является устойчивое развитие, защита климата и EU Green Deal, поэтому следует ожидать продолжения энергетического перехода отрасли к ВИЭ и, возможно, даже его ускорения за счет дополнительных стимулирующих мер со стороны ЕС. Об этом свидетельствуют несколько заявлений официальных лиц, сделанных в апреле.
Россия
Долгосрочные последствия коронакризиса для российской электроэнергетики могут оказаться очень серьезными. В инвестиционной деятельности в электроэнергетике и теплоснабжении точно потребуются серьезные изменения. Все имеющиеся масштабные долгосрочные инвестиционные программы (строительство новых и модернизация тепловых, атомных, гидро-, ветряных и солнечных электростанций, инвестпрограммы электросетевых компаний, программы строительства и модернизации генерации на Дальнем Востоке, в Калининградской области и Крыму, программы цифровизации) планировались исходя из устойчивого роста спроса на электроэнергию и экономического роста в 1-3% в год. На эти показатели ориентированы и сроки ввода новых энергообъектов, и механизмы возврата инвестиций энергокомпаниям. В новых условиях сохранение инвестпрограмм в первоначальном виде может привести к чрезмерной нагрузке на потребителей электроэнергии и росту цен выше инфляции, что противоречит политике государства, направленной на сдерживание цен на электроэнергию и поддержку экономики в условиях коронакризиса. Пересмотр инвестпрограмм и отдельных проектов, находящихся в развитых стадиях реализации (строительство, поставка оборудования, пусконаладка), создаст угрозу потери сделанных инвестиций для энергокомпаний, их кредиторов и подрядчиков. В случае, если сокращение инвестпрограмм не поможет энергокомпаниям компенсировать падение выручки, вероятным становится даже "оптимизация" ремонтных программ. Эта проблема особенно актуальна и опасна для небольших теплоснабжающих организаций, - состояние их финансов и активов и до коронакризиса было нестабильным. Риск учащения аварийных ситуаций в системах теплоснабжения в небольших городах зимой 2020/2021 г. становится все более реальным. В более долгосрочной перспективе в России, где (в отличие от Евросоюза) ключевым приоритетом государственной энергополитики является не декарбонизация, а ограничение темпов роста цены на электроэнергию темпом инфляции, существенных изменений в энергобалансе пока не предвидится, и вероятным сценарием становится просто сокращение инвестпрограмм большинства энергокомпаний в условиях падения выручки и роста неплатежей.
СУДЬБА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПЕРЕХОДА
Не стоит ожидать, что коронакризис станет непреодолимым препятствием для развития низкоуглеродных технологий – возобновляемой энергетики, энергоэффективности, систем хранения, электромобилей - и, в конечном счете, затормозит или остановит «Энергетический переход». Напротив, энергетический переход имеет все шансы ускориться.
Большинство стран мира взяли на себя обязательства по снижению выбросов парниковых газов в атмосферу (декарбонизации), аналогичную ответственность берут на себя инвесторы, страховщики и корпорации (в том числе нефтегазовые). Выбросы СО2 от использования ископаемых топлив никак не зависят от цен на них. Дополнительный стимул к развитию во время коронакризиса получает децентрализация энергетики (вторая важная составляющая Энергоперехода) – ведь сотни миллионов людей по всему миру перешли на удаленную работу, создавая спрос на решения в области надежной, чистой и гибкой энергетики для домохозяйств. Цифровизация (третий важный импульс) в новых условиях вообще становится фактором выживания для многих бизнесов.
Кроме того, все чаще со стороны правительств и международных организаций звучат призывы к восстановлению экономики после коронакризиса именно за счет низкоуглеродного развития – ведь в этом случае можно не только восстановить экономику и быстро создать рабочие места, но и придать ей дополнительный стимул в соответствии со стратегическими приоритетами.
Так, в конце мая 2020 г. в Еврокомиссии началось обсуждение масштабного плана восстановления экономики после коронакризиса – Next Generation EU. В его основе – вложение примерно 750 млрд евро в течение 2021-2027 годов в низкоуглеродную экономику – в частности, в стимулирование рынков электромобилей, энергоэффективной реконструкции зданий, инфраструктуры для электротранспорта (включая водородный), в возобновляемую энергетику и производство водорода из воды и возобновляемой энергии («зеленый водород»).
Нестабильность нефтяного рынка усиливает конкурентные позиции ВИЭ на рынке, привлекая все большее внимание инвесторов. Свою роль в их настроениях играет и падение цен на нефть: если при 60 долл./барр. IRR у нефтегазовых проектов очень привлекателен, а ВИЭ на этом фоне менее интересны, то при цене нефти 35 долл./барр. ситуация выглядит уже совершенно по-другому (Рисунок).
Российский нефтегазовый сектор должен задуматься о перспективах реструктуризации отрасли и интеграции углеводородов в повестку низкоуглеродного и устойчивого развития. Такой сценарий создает новые вызовы, но одновременно и возможности для стран, богатых углеводородами – таких, как Россия. И здесь особую роль может сыграть растущий тренд на декарбонизацию нефти и газа и устрожение требований со стороны покупателей к углеродному следу ископаемых топлив.
НГ-Энергия. 08.06.2020
