LNG 2029–2036: Перепроизводство становится структурным, но ценовой риск — асимметрично вверх

LNG 2029–2036: Перепроизводство становится структурным, но ценовой риск — асимметрично вверх

1. Летние цены 2026 повышены из-за дефицита хранилищ в Европе

Сильные отборы газа в январе 2026 года снизили ожидаемый уровень заполненности ПХГ к концу зимы, увеличив потребность в летнем рефиле и конкуренцию за СПГ.

* Прогноз TTF на лето 2026 повышен в среднем на +$0,5/MMBtu

* Прогноз JKM — на +$0,2/MMBtu

Январский холод и слабая ветрогенерация подняли TTF до €34,2/MWh (+23,5% м/м)

2. Henry Hub понижен на 2026 год

* Средний прогноз HH 2026: $4,3/MMBtu (–$0,4 к предыдущему прогнозу)

* Запасы США выйдут из зимы на минимуме с 2021–22 гг., но летом вернутся к ~5-летнему среднему

Это снижает давление на американские издержки СПГ в краткосрочном горизонте.

3. Ключевой сдвиг: длительный избыток мощностей 2029–2036

После рекордных FID 2025 года (84 млн т/год) и ожидаемых +71 млн т/год в 2026–27 рынок теперь прогнозируется в избытке 8 лет, а не 3, как ожидалось ранее

Избыток будет устраняться не ростом спроса, а:

* экономическим снижением загрузки (turndown), прежде всего в США

* снижением спотовых цен до уровня SRMC американского СПГ

4. SRMC США — ценовой “пол” рынка

В условиях перепроизводства европейские и азиатские спотовые цены будут стремиться к краткосрочной предельной себестоимости американского СПГ

Однако:

* вниз потенциал ограничен (из-за одинаковых SRMC у большого объема мощностей)

* вверх потенциал существенно выше

Отсюда — асимметричный ценовой риск вверх

5. Долгосрочная нормализация — 2037–2040

Балансировка рынка ожидается в 2037–2040 гг., после чего цены будут определяться полной себестоимостью нового предложения, прежде всего американского СПГ

* Рынок предполагает, что JKM в течение 8 лет будет торговаться около SRMC США — аналитики прямо указывают, что такой сценарий маловероятен

* Объем уже строящихся мощностей увеличит мировую экспортную способность СПГ на 45%

* Если Power of Siberia-2 (50 bcm/год) не будет реализован, спрос Китая на СПГ к 2037 может быть выше на ~33 млн т/год, что существенно сократит избыток

* Долгосрочная роль нефти в ценообразовании азиатского СПГ ослабевает; растет доля хаб-индексации

Цикл СПГ удлиняется. Ранее ожидался 3-летний избыток (2029–31). Теперь — структурный 8-летний период. Это меняет инвестиционную динамику 2030-х.

США становятся маржинальным балансиром.

В избытке — США снижают загрузку.

В балансе — США задают цену через полную себестоимость.

Роль Европы усиливается в 2026–2027. Европа сохраняет премию к Азии через 2027 год Это меняет краткосрочные торговые потоки Атлантика–Тихий океан.

Фазы рынка СПГ:

1. 2026–2028 — напряжённый, но управляемый баланс

2. 2029–2036 — структурный избыток, снижение цен, turndown США

3. 2037+ — восстановление баланса, цена определяется полной себестоимостью нового СПГ

Главный вывод: даже при перепроизводстве долгосрочная средняя цена может оказаться выше, чем предполагает «механический» сценарий избытка, из-за асимметричного риска вверх.