Від’ємні ціни та скорочення видобутку. Що заважає американським компаніям заробляти на газовій кризі в Європі

Компанії, що видобувають природний газ у головному осередку американської сланцевої індустрії – у Західному Техасі – мають доступ до ресурсу, що має неабиякий попит у споживачів у Європі та Азії на хвилі блокади Ормузької протоки.

Здавалося, видобувники могли б мати чималий зиск від цінового ралі, що розвивається останніми місяцями на закордонних газових ринках. Але на практиці їхні можливості генерувати надприбутки виявились обмеженими попри значний попит.

У чому причина парадокса? Докладніше – в огляді Mind.

«Жахливо низькі ціни»

Війна в Ірані тримає ціни на енергоносії на рівні багаторічних максимумів у всьому світі. Проте в Техасі протягом останніх дев’яти місяців спостерігається доволі дивний протилежний тренд – природний газ там торгується за від’ємними цінами.

За даними галузевого видання Natural Gas Intelligence (NGI), 8 червня ціни на локальному вузлі Waha Hub, де перетинаються трубопроводи, що транспортують газ із родовищ Пермського басейну в інші райони, залишались у глибокій негативній зоні та торгувалися на рівні близько мінус $3,4 за мільйон британських теплових одиниць (MMBtu; див. нижче графік), або мінус $124 за 1000 куб. м газу.

«Жахливо низькі ціни. Це дуже болісно. Уперше за мою довгу кар’єру Пермський басейн має найгірші ціни реалізації в США, і, за прогнозами, це триватиме протягом усього літа», – розповів Стів Прюетт, генеральний директор приватної нафтогазової компанії Elevation Resources.

Що означають ціни «у мінусі»

Waha Hub є фактично «виходом із родовищ» Західного Техасу – провідного регіону американської сланцевої індустрії, який відрізняється найактивнішим бурінням горизонтальних свердловин. Проблема в тому, що, коли всі локальні труби і підземні газові сховища (ПСГ) заповнені, газ там стає надлишковим товаром, незалежно від світового попиту. Через інфраструктурні обмеження його обсяги фактично опиняються «замкненими» у регіоні видобутку, що й штовхає локальний ринок до негативних цін.

Але «мінусові» ціни на газ – не «безплатна енергія» для споживачів. Це ситуація, коли видобувним компаніям стає дешевше доплатити трейдерам за відбір газу, ніж зупинити роботу на родовищах.

«Можливо, ви зараз думаєте: «Я б узяв трохи цього газу. Я щовечора готую на природному газі. Чи можу я отримувати гроші за його спалювання?» Відповідь: ні, якщо тільки ви не володієте трубопроводом між Західним Техасом і вашим будинком. До моменту, коли газ доходить до розподільного вузла, що забезпечує його доставлення міським комунальним компаніям, які перепродають його кінцевим споживачам, ціни вже стають значно вищими за нуль» – так пояснює місцеву специфіку ринку оглядач Texas Monthly Рассел Голд.

Нафтовикам теж потрібні газопроводи

Додатковий фактор, який утримує від’ємні ціни на природний газ у Пермському басейні, стосується видобутку нафти. У нафтових пластах міститься супутній газ, який виходить на поверхню разом із нафтою під час її видобутку.

Блокада Ормузької протоки спровокувала високий попит і відповідно зростання цін на американську сланцеву нафту. Інфраструктурних обмежень для її транспортування територією США й подальшого експорту немає. Тому видобувні компанії бурять усе більше нових свердловин, прагнучи одержати надприбутки на тлі кризи.

З іншого боку, це збільшує ринкову пропозицію й супутнього газу, яка додатково штовхає ціни на Waha Hub до негативних значень. Коли ціна нафти висока, видобувним компаніям вигідно продовжувати буріння навіть тоді, коли за вивезення газу, отриманого «у комплекті», доводиться доплачувати.

«Ми перевантажуємо газову систему, щоб забезпечити транспортування нафти», – сказав Джей Стівенс, керівник досліджень в Aegis Hedging, у коментарі Barron’s.

Хто має найбільший зиск від від’ємних цін

«Газовий ринок украй непрозорий, тому однозначну відповідь на це запитання складно знайти», – йдеться в публікації Texas Monthly.

Найімовірнішими отримувачами вигоди видання називає енерготрейдерів, які мають довгострокові контракти на використання потужностей трубопроводів у Західному Техасі.

«Коли ціни падають нижче нуля, ці трейдери отримують найбільші гроші за те, що забирають газ із Пермського басейну, а потім ще раз заробляють на перепродажі ресурсу на іншому кінці трубопроводу, який має вихід на дефіцитні споживчі ринки чи до LNG-терміналів. Наприклад, у Кварцсайті, в Аризоні, де трубопровідна система з’єднується з мережею Південної Каліфорнії, на ринку якої більший попит на газ і вищі ціни», – пояснюють експерти в Texas Monthly.

Великий успіх і його обмеження

Окрім Waha Hub, який є локальним торговим вузлом Пермського басейну, у США також є Henry Hub, розташований у Луїзіані. Він є головним ціновим бенчмарком американського ринку, який визначає також вартість експорту LNG до ЄС чи Азії. Ціни тут є стабільнішими та не опускаються до від’ємних значень через розвинену мережу трубопроводів, що забезпечує доставку газу споживачам, на промислові об’єкти та експортні LNG-термінали. 

Так, липневі ф’ючерси на Henry Hub 8 червня торгувалися близько $3,3 за MMBtu ($120 за 1000 куб. м), а спотова ціна в цей же день становила близько $3,07. Найнижчий рівень цього року – $2,52 за MMBtu ($92 за 1000 куб. м) – був зафіксований 15 квітня.

Для порівняння: станом на 8 червня 2026 року ціна європейського газового бенчмарку TTF закрилася на рівні близько 50,4 євро за MWh (що в перерахунку становить десь $610 за 1000 куб. м, або понад $17 за MMBtu).

За даними US Energy Information Administration, країна видобуває близько 3,12 млрд куб. м природного газу на добу й експортує 0,54 млрд куб. м газу в зрідженому стані. У річному вимірі експорт американського LNG перевищує 196 млрд кубометрів, тоді як видобуток сягає гігантських обсягів – 1,137 трлн куб. м.

«Це історія справді великого успіху, але таку значну кількість газу неможливо миттєво відкрити для експорту», – зазначає Тім Резван, аналітик KeyBanc Capital Markets.

Тож парадокс у тому, що, попри глобальну газову кризу, американські газовики скорочують видобуток. «У квітні ми почали обмежувати виробництво», – визнав Джеремі Кноп, фінансовий директор компанії EQT, яка є лідером у США за обсягами видобутку, контролює мільйони акрів родовищ в Аппалацькому басейні та регіональні газопроводи.

Інфраструктурний бум

Компанії, що будують трубопроводи, прагнуть задовольнити попит газовиків Пермського басейну на нові потужності.

Великий проєкт Matterhorn Express, який доставлятиме газ від Waha Hub на LNG-термінали на узбережжі Мексиканської затоки, має почати роботу наприкінці серпня. Також будуються інші газопроводи, але більшість із них не буде завершена цього року, зазначив Тім Резван.

«2027 року можна очікувати незначного поліпшення ситуації. А з 2028 року інфраструктурні обмеження вже відчутно послаблять тиск на ринок. Пропозиція газу, доступного для транспортування через Waha Hub в інші регіони, зростатиме, тому ціни перестануть дивувати рекордними від’ємними значеннями», – підсумував він.