Как будут меняться энергетические рынки ЕС из-за отказа от российского газа и к чему готовиться Украине?
Алексей Дубовский, глава биржевого комитета ООО “Украинская энергетическая биржа”:
Войны показали, что мир оказался более прагматичным, чем мы думали, а расстановка его энергосил оказывает большое влияние на ход, результаты и, к сожалению, на начало новых войн. Новый порядок обустройства мира и безопасности, конечно, не сможет без нового порядка энергетического рынка.
В политическом плане был сделан ряд вмешательств, свидетельствующих о том, что биржевые рынки Европы тоже будут меняться. Россия много лет работала также и над построением благоприятной архитектуры энергетического мира. Зависимость ЕС от поставок газа позволяла агрессору контролировать там цены на энергоносители и влиять на экономику.
Скачок цен на газ был причиной беспрецедентных пиков цены на электроэнергию во второй половине 2021 г. и в первой половине 2022 г. Больше всего пострадали страны с низкой способностью трансграничных перетоков электроэнергии и полагавшиеся на газовую ее генерацию.
Еще в октябре 2021-го Еврокомиссия начала реагировать на рост цен на газ и электроэнергию, а в августе 2022 г. цены на газ достигли беспрецедентного пика – 1000% по сравнению с ценами за предыдущие десятилетия. Понятно, что стоимость природного газа закономерно отражается в цене электроэнергии.
В первую очередь это объясняется тем, что основой надежности электроснабжения является обеспечение гибкости электросети, то есть ее способности реагировать на резкие изменения спроса и предложения.
Собственно второй год, переживая атаки на энергетику, каждый украинец хорошо понимает, что такое сбалансирование электросети и как оно обеспечивается за счет гибкой генерации. Но и в мирные времена это не легкая работа, особенно в периоды активной генерации возобновляемой электроэнергии, доля которой должна расти в рамках Четвертого энергопакета.
Есть и другой технический фактор, обеспечивающий механизм определения цены на электроэнергию в зависимости от цены ископаемого топлива. Регламент Комиссии (ЕС) 2015/1222 (статья 38) ввел европейскую рыночную практику, согласно которой объединение бирж электроэнергии на рынке на “сутки вперед” должно базироваться на правиле именно предельного ценообразования.
Это значит, что все принятые заявки на поставки имеют одинаковую цену за зону торгов и единицу времени, а также удовлетворяться по самой высокой ставке. Как правило, эта граничная цена устанавливается электростанциями, работающими на ископаемом топливе (угле, нефти или газе).
Этот метод должен гарантировать, что “зеленая” генерация получит прибыль для окупаемости своих инвестиций, увеличит такую зеленую генерацию, что в дальнейшем снизит и цены.
Однако нынешний энергетический кризис продемонстрировал недостаточную готовность механизма ценообразования в кризисных ситуациях. Хотя в 2014 г. Комиссия оценивала влияние своего руководства по ценообразованию, но без анализа последствий или альтернатив модели в ситуациях, когда нарушается ресурсное равновесие, например цена газа.
Критики модели ценообразования отмечают, что модель не способна обеспечить инвестиции в низкоуглеродную генерацию, ведь в последние 10 лет растут только инвестиции государств в такую поддержку.
В случае резкого повышения цен метод может генерировать неоправданно высокие прибыли для производителей электроэнергии, работающих по гораздо более низкой себестоимости.
Так, цены на газ во второй половине 2021 г. выросли на 400%, а средние цены на электроэнергию – на 200%. Ни один предварительный анализ долгосрочных сценариев в ЕС не включал такого скачка цен.
Нападая в феврале 2022 г., Россия понимала, что в ЕС состоится вторая волна ценового шока, которая, по замыслу, должна была влиять на решимость ЕС по поддержке Украины. Очень легко влиять на цену в условиях, когда спрос на газ был устойчив, а другие альтернативы поставки ограничены (внутренняя добыча ЕС с 2010 г. сократилась на 2/3).
Сначала в 2022 г. рост цен на электроэнергию был выше, чем на газ, поэтому газовые генерации даже заработали на этом. А дальше этот рост потребления газовой генерации спровоцировал скачок краткосрочных цен хаба.
Среднемесячный TTF в 2022 г. в 7 раз превысил такой свой показатель предыдущих 5 лет и составил 130 евро/МВт-час, а в сезон закачки (2 и 3 квартал) составил 160 евро/МВт-час.
Замысел врага не сработал и ЕС отреагировал. Осуществленный ряд мер дает нам четкое понимание того, что мы вступаем в новую эру энергетического мира. Пока это выглядит только как эскиз, но основные рамки уже начертаны. Чтобы представить комплексную картину будущего, стоит разобраться с входными данными.
Первое, что следует понимать, что газовый рынок ЕС тоже существует далеко не в условиях идеальной конкуренции. Ценообразование возлагается на две модели: конкурентные прозрачные торги на организованных рынках (хабах) и долгосрочные и двусторонние договоры.
Одновременно в ценах прямых договоров часто используется индексация к хабу. Некоторые специалисты указывают на то, что именно зависимость от краткосрочной динамической хабовой торговли и сделала цены на газ более чувствительными к факторам, повлекшим ценовой скачок летом 2022 г.
В марте 2022 г. ЕС согласовал план мер по снижению газовой зависимости от России за счет сокращения импорта российского трубопроводного газа, уменьшения зависимости от ископаемого топлива, диверсификации энергоснабжения (в т. ч. LNG и инфраструктуры его поступления), ускорения развития ВИЭ и водорода, повышения энергоэффективности. Большинство мероприятий было раскрыто в мае планом REPowerEU, касающимся следующих аспектов:
– Новые правила хранения газа, чтобы хранилища в ЕС были заполнены до зимы (80% мощности на 2022/2023 и 90% до следующих зимних периодов) и могли распределяться между государствами-членами в духе солидарности.
– совместные закупки газа, LNG и водорода через Энергетическую платформу ЕС. Агрегирование спроса должно включать от 15% хранилищ в каждой стране и исключать российский газ.
– Регламент ЕС 2022/2576 “Ужесточение солидарности путем лучшей координации закупок газа, надежных ориентиров цен и обмена газом через границы” внедрил механизм солидарности потоков в случае прекращения поставок газа, когда пострадавшей стране газ должен предоставляться другой страной с соответствующей компенсацией. Регламент поручает ACER разработать и публиковать новый ежедневный показатель цены на LNG и контрольный показатель LNG. Цель, чтобы покупатели и продавцы LNG полагались на новый ориентир в своих контрактах, вместо того чтобы привязывать их к турбулентным ценам TTF на трубопроводный газ.
– В феврале 2023 г. был введен Механизм коррекции рынка (МСМ), устанавливающий лимит ограничения цены газа в ЕС. МСМ касается биржевых производных контрактов в месяц, три месяца и год вперед и должен срабатывать автоматически, если цена TTF М+1 превышает 180 евро/МВт-ч три рабочих дня и если превышает на 35 евро базовую цену LNG на мировых рынках за те же три дня.
– Комплекс действий по снижению спроса и повышению энергоэффективности поставил цель добровольного снизить спрос на газ на 15%. В результате сокращение было на 19%, но частично было достигнуто из-за дороговизны газа для потребителя.
– Поскольку цены на электроэнергию будут оставаться высокими, пока ЕС отказывается от российского газа, было принято чрезвычайное постановление с помощью.
Меры предусматривали ускорение использования ВИЭ, сокращение общего потребления электроэнергии на 10% и на 5% в пиковые часы, разрешение временно вводить регулируемые цены на электроэнергию для малого и среднего бизнеса и домохозяйств, ограничение доходов негазовых производителей электроэнергии 180 евро за МВт-час (ВДЕ) атомная энергия, бурый уголь) для передачи излишка потребителям и доходов других производителей из ископаемого топлива, чьи доходы выросли более чем на 20% по сравнению со средней прибылью за предыдущие 4 года.
Окончательное подтверждение того, что новый биржевой мир уже не будет таким, как раньше, нам дает видение реформы структуры рынка электроэнергии (Electricity Market Design – EMD). 17 октября Совет ЕС достиг согласия по изменению дизайна и будут начаты переговоры с Европейским парламентом.
Процесс продолжается в эти дни и окончательные решения еще не приняты, но понятно, что стабильность цен на энергию – это основа, на которой планируется строить новый дизайн. Реформа направлена на стабильные долгосрочные рынки посредством стимулирования PPA, двусторонних контрактов на разницу (CfD) и улучшения ликвидности форвардного рынка с предоставлением новых элементов хеджирования.
В рамках этого ACER предложил полное изменение ландшафта форвардного рынка, что предполагает создание виртуальных торговых хабов и выдачу прав на передачу. То есть, идея в том, чтобы форвардный рынок заработал как единый интегрированный рынок ЕС, когда цена по общепринятой методике рассчитывается на центральном хабе (например, средневзвешенная региональная хаба), а участники получают возможность хеджирования по цене регионального хаба, при чем торговля на региональном хабе дополняется торговлей денежных прав на передачу.
Биржевое сообщество ЕС критикует некоторые аспекты EMD. В частности, номинированные операторы рынка электроэнергии против введения единого юридического лица для управления объединенным рынком, что, по их мнению, может угрожать уже созданному объединенному краткосрочному рынку электроэнергии (Single Day-ahead Coupling – SDAC и Single Intraday Coupling – SIDС) и может стать первым шагом к фактической монополии биржевой торговли.
В общем, беспокойство наших европейских коллег достаточно понятно, ведь они защищают свой бизнес, когда им придется коренным образом перестраивать свои отлаженные рынки, что нивелирует их достижения в создании механизмов хеджирования форвардного рынка.
Биржи ЕС также не поддерживают обязательность РРА, обмен портфелями заказов на краткосрочном физическом рынке (сейчас обмен осуществляется только при наличии трансграничной мощности), ограничение сверхграничного дохода и обязательств по покупке дополнительных продуктов гибкости ОСП и ОСР.
Следовательно, тренд, который сегодня задает ЕС, – биржевые рынки не для спекуляций или даже коммерции. Определяющей становится обеспеченность ресурсом по посильной цене, цене, соответствующей реальной стоимости товара.
Мировые эксперты и организации, в т.ч. ACER уже сделали первые оценки реформ, однако прогнозы очень нечеткие. Попробуем подытожить.
В 2022 г. потоки российского трубопроводного газа сократились на 55% (-77 млрд. куб. м со 141 в 2021). Объемы LNG увеличились на 77% до 130 млрд. куб. м. Однако в этом потоке LNG росли и поставки российского LNG о запрещении которого только начали вести дискуссии. Пока пропорция российского трубопроводного газа и LNG в 2023 г. прогнозируется на уровне 25 и 15 млрд. куб. в соответствии.
Беспрецедентные меры повлекли за собой изменение спроса и источников предложения, что будет иметь длительные последствия для газового рынка ЕС. Однако чтобы краткосрочные цены были устойчивыми, важно повысить гибкость не чувствительных сегментов спроса.
Хотя спрос на газ для электроэнергетики считается эластичным к ценам на уголь и выбросы СО2, количество восстановительной генерации и доступность других источников генерации будет определять потребность включения газовых электростанций.
Цена и спрос неразрывно связан с возможностями инфраструктуры. Конвергенция и корреляция газовых цен на хабах была нарушена летом 2022 г. Локальные спреды достигали более 100 евро/МВт-час. Особенно остро это было выражено между странами, где спрос (потребление, потребность заполнения ПХГ и возможности экспорта) был меньше, чем обеспеченность (доступ к нероссийскому импорту и LNG) и странами, которые имели обратную ситуацию.
Эти диспропорции скомпрометировали стратегию использования TTF в качестве показателя для прокси-хеджирования (покупка или хеджирование по ценам TTF, а продажа – в районе цен местного хаба). Соответственно, начали увеличиваться объемы торговли на других хабах за счет перетока туда местных игроков, которые так могли лучше выровнять свой портфель.
Однако ликвидность TTF оставалась выше, что, в конце концов, вернуло тенденцию и конвергенцию цен в обычное русло. То, что в дальнейшем цены других хабов в Северо-Западной и Центральной Европе начали варьироваться между собой только вокруг значений тарифов на транспортировку, указывает на уменьшение загруженности терминалов и восстановление уровня интеграции рынков.
Но вопрос продолжит ли TTF быть эталонным бенчмарком на цены в ЕС остается и по другим причинам. Фактически, газ в ЕС уже состоит из 3-х газов (в т. ч. биометан), которые, очевидно, имеют разные факторы ценообразования.
В отличие от трубопроводного газа, LNG не торгуется широко на биржах, и понятно стремление ЕС повысить прозрачность его ценообразования. Однако часть контрактов все еще имеют привязку к трубопроводному газу TTF, так как после подачи в сеть LNG так же становится объектом торга хаба.
Возможно, введенный индикатив цены LNG еще станет эталоном, ведь, по прогнозам, объемы LNG к концу десятилетия будут превышать трубопроводные потоки, а спотовая торговля LNG будет расти. Однако пока TTF удерживает позиции и разница между TTF и спотовыми ценами на LNG постепенно сокращалась в течение этого года.
Это может быть и тенденцией к тому, что LNG просто становится определяющим в котировках хабов. Аналитики Platts или ICIS в долгосрочных прогнозах в 2035 г. опираются на диапазоны цен в 25-35 евро/МВт-час.
Хотя ни один другой хаб уже не несет эталонного значения для всего региона, остается ряд хабов, которые продолжают действительно предоставлять правильные ценовые сигналы на своих внутренних рынках и даже предоставляют участникам возможность управлять некоторыми рисками – преимущественно краткосрочными, потому что в отличие от остального мира ЕС продолжает ориентироваться на краткосрочную спотовую торговлю.
За 2023 г. объемы биржевой торговли значительно выросли, так как из-за более низких цен нужен меньший капитал, чтобы удерживать фьючерсные позиции, а также из-за того, что нестабильность цен стимулировала потребность в хеджировании и спекулятивной торговле (в т. ч. были исчерпаны двусторонние кредитные лимиты) с большинством контрагентов).
Некоторые страны ЕС после лета 2022 г. даже предоставили финансовую помощь и гарантии для поддержания ликвидности организованных рынков, чтобы помочь участникам, в том числе и производителям электроэнергии, справиться с требованиями к марже по выставленным ранее фьючерсным позициям.
Переход от ОТС к биржевому рынку был вызван также и потребностью в клиринге из-за высоких рисков невыполнения сделок. ЕС продолжает призывать искать новые стратегии ценового хеджирования в т.ч. использование форвардных и длинных двусторонних контрактов для снижения ценового давления, но для этого должна существовать высокая ликвидность вне спотового рынка.
Предварительные оценки указывают на то, что цены будут зависеть от глобальной конкуренции по LNG с рынками Азии. По мере этого основным фактором остается доступность инфраструктуры для того, чтобы иметь возможность получать физически газ и прозрачный доступ к новым LNG-терминалам.
Перераспределение доходов производителей электроэнергии, очевидно, будет и дальше использоваться как источник финансирования целей декарбонизации, скорость развития которой будет влиять на объемы постоянных потребностей в LNG. Рынок взаимоотношений со сжиженным природным газом до сих пор не сформирован.
Поэтому мнения в ЕС поляризуются между пониманием одних, что это должен быть долгосрочный импорт с соответствующей правовой базой, и пониманием борцов за сохранение уже настроенного порядка – чтобы спотовые и краткосрочные контракты на хабах оставались определяющими в ценообразовании, поскольку такой подход может выравнивать диспропорции равного и прозрачного доступа к инфраструктуре терминалов.
Экономика ЕС еще приходит в себя от шока бюджетных ассигнований (646 млрд. евро, или 4% ВВП), которые была вынуждена направить в поддержку конечных потребителей и промышленности, чтобы компенсировать их счета за электроэнергию. Это цена газовой политики прошлых лет.
Теперь Украине нужно это понимать и правильно встраиваться в будущую конструкцию. Газ на оптовом рынке в Украине до войны стоил дороже электроэнергии, но из-за запрета экспорта наши внутренние цены начали формироваться абсолютно обособленно от остального мира и варьируются в диапазоне, что значительно ниже европейских цен.
В таких условиях импорт также ограничен в т.ч. и потому, что основная доля спроса покрывается государственным “Нафтогазом” по регулируемым ценам. Тенденция соотношения цен в Украине близка европейским рынкам. Повысить прайскепы на электроэнергию нам пришлось обеспечить экономическую рациональность импорта электроэнергии в страну в условиях, когда это будет необходимо.
Таким образом, мы имеем ситуацию, когда подстраиваем свои цены под импортные бенчмарки. То же до войны мы делали и с ценами на газ. Когда экспорт снова позволит, наши цены, как и цены любого регионального хаба, подстроятся под цены эталонных показателей.
Однако назвать украинский газовый рынок хабом нельзя, хотя ACER и употребляет такую дефиницию по отношению к Украине в своих обзорах. Украина уже более 10 лет заявляет о необходимости создать собственный газовый хаб и, имея столь значительные транзитные мощности, мы имели шансы стать хабом европейского, а не регионального уровня.
Но хаб, это не только доступная физическая инфраструктура, но и торговая. В то время как государство своими нормативными актами поддержало создание первоначальной ликвидности для формирования ряда организованных энергетических рынков, рынок газа остался без внимания.
Это основная причина того, что ликвидный рынок газа в Украине пока не существует. Под этим я понимаю не физическое отсутствие организованного места торговли, а отсутствие каких-либо жестких индикативов цены, которые должны формироваться на организованном рынке.
Анализы организованных газовых рынков и хабов мира в условиях энергетической перестройки подтверждают, что рынки, преимущественно возлагаемые на внутреннее производство для удовлетворения местного спроса – исторически развивались почти независимо от других рынков, а цены устанавливались на местном уровне.
Это можно увидеть в большинстве стран Ближнего Востока и Соединенных Штатов. В 2022 г. и в 2023 г. эта динамика отражалась на развитии Henry Hub, средняя цена которого примерно в пять и шесть раз ниже, чем азиатский спот и TTF соответственно.
Однако как в 2022 г., так и к сентябрю 2023 корреляция Henry Hub с другими рынками повысилась из-за роста экспорта и повышения собственного спроса в условиях ограниченной инфраструктуры. Если мы в Украине сегодня слышим заявления, что свой нынешний спрос на газ мы можем удовлетворять собственными силами, то значит, мы и являемся тем региональным рынком, который способен продуцировать собственные индикативы.
Нам не нужно полагаться на турбулентные зарубежные индикативы, если мы сбалансированный рынок. В результате наши цены не должны стать полностью тождественными, но коррелированными. Исходя из всех предварительных выводов, мы как биржа выделили для себя несколько основных векторов движения.
Во-первых, известен факт, что все мировые котировки формируются на основе стандартных продуктов. УЭБ обеспечивает возможности торговли любыми стандартизированными продуктами, но для реальных индикативов цен необходимы меры государственной поддержки ликвидности.
К примеру, в Румынии и Польше и сейчас действуют программы, обязывающие 40% и 55% (соответственно) газа торговать стандартизированными продуктами через местные биржи. В первую очередь в поддержке нуждается краткосрочный рынок, на основе которого рассчитываются маржинальные цены.
Во-вторых, мы видим, каким значительным фактором для биржевой торговли в ЕС был клиринг. Мы работаем над инструментом, который обеспечит клиринг и для долгосрочных стандартизированных контрактов на УЭБ.
Следующий вывод – что другая география поставок в мире, ограниченность инфраструктуры, остановка нашего транзита обязательно будет стимулировать разработку новых продуктов, которые обеспечат поставку без необходимости физической транспортировки (контракты на обмен, локационные продукты и т.п.).
Одними из первых в Европе мы начали развивать торговлю газом с точкой передачи в газохранилище. Сейчас очевидно, что составляющая газа в ПХГ становится важной отправной точкой трейдинговых политик и новых торговых продуктов будущего.
На УЭБ объемы торговли газом с передачей в ПХГ растут каждый год и сегодня превышают 70%. Это связано с тем, что добывающие компании накапливают газ в хранилищах, имея ограниченные альтернативы его реализации внутри страны.
В условиях неопределенности, низкого спроса и потребностей формирования запасов именно торговля в ПХГ может составлять конкуренцию VTP. Надо заметить, что хаб – это также свободный доступ к инфраструктуре любому участнику независимо от резиденства.
Пока единственная возможность торговли на украинском рынке, которую имеет нерезидент – это только торговля газом, которая хранится в ПХГ в режиме “таможенный склад”. Такой инструмент создан на нашей бирже совместно с оператором украинских ПХГ “Укртрансгаз”.
Это один из наиболее технологически сложных продуктов, поскольку позволяет применять автоматическую блокировку газа в ПХГ под заявку как механизм гарантирования. Мы так и не запустили торговлю по этому направлению из-за нынешних ограничений нашего законодательства на операции с валютой, что лишает нас возможности управлять гарантийными взносами, но мы работаем над перезапуском инструмента. (Epravda.com.ua/Энергетика Украины и мира)
