Больше гибкости потребуется от «Газпрома» на рынках Европы

Аналитика
Больше гибкости потребуется от «Газпрома» на рынках Европы
Больше гибкости потребуется от «Газпрома» на рынках Европы
20 февраля 2018, 16:27Артём Чен
На фоне меняющейся конкурентной среды «Газпрому» необходимо реагировать на изменения конъюнктуры европейского газового рынка и предвосхищать их

Несмотря на стратегию диверсификации поставок «Газпрома» в Азию, европейский рынок природного газа, без сомнения, останется ключевым для российского экспорта на ближайшие годы. Однако наращивание экспортных мощностей сжиженного природного газа США и в целом переизбыток экспортных мощностей СПГ в мире в числе прочих факторов заставляют многих сомневаться в будущем российского газа на самом крупном для него внешнем рынке.

Рынок природного газа в Европе сегодня как никогда сложный и многофакторный. Здесь действуют силы, как способствующие увеличению экспорта российского газа, так и препятствующие ему.

С одной стороны, падение внутренней добычи в странах ЕС и уменьшение экспортных возможностей непосредственных конкурентов российскому газу – Алжира и Норвегии – освобождают больше пространства для газа из России. Не стоит забывать и о профиците добывающих мощностей «Газпрома» вкупе с наличием широкой сети экспортных газопроводов с неполной загруженностью и строительством новых мощностей в рамках проекта Nord Stream 2, которые позволят нарастить в случае необходимости экспорт российского газа в Европу. К тому же, целевые программы по закрытию угольных и атомных электростанций в странах ЕС позволят природному газу если не увеличить, то хотя бы не потерять долю в электроэнергетике.

Однако существуют и несколько факторов, препятствующих росту спроса на природный газ в Европе в целом и экспорту российского газа в Европу в частности. Растущая доля возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии в странах ЕС (генерация солнечной энергии росла в Европе в среднем на 20% в год за последние 5 лет, ветровой – на 13%), амбициозные планы по вводу в эксплуатацию американских экспортных СПГ-терминалов, а также усилившийся политический вектор некоторых восточноевропейских стран на уменьшение зависимости от импорта российского газа – эти факторы увеличивают неопределенность будущих российских поставок.

Единого рынка в Европе нет

Единого европейского рынка до сих пор не существует, так как некоторые страны Европейского Союза физически слабо соединены между собой и зависят от разных источников импорта природного газа. Европейский рынок условно можно разделить на четыре отдельных рынка: Континентальная Европа, Италия, Великобритания и Иберия (Испания и Португалия).

Для России на сегодняшний день представляют интерес первые три из перечисленных рынков, которые поглощают большие объемы российского газа.

В 2016 году на рынок континентальной Европы, Италии и Великобритании пришлось 82% всего европейского экспорта газа из России.

Испания также начнёт получать российский газ – с проекта «Ямал СПГ» начиная с 2018 года, но это будут относительно небольшие объёмы. Иберия покрывает свои потребности импортом из Алжира (15 млрд куб. м в 2016 году) и импортом СПГ в основном из Нигерии и Катара (15 млрд куб. м в 2016 году). Этот регион пока не связан физически с поставками из России, и связь его с другими европейскими рынками ограничена.

Европа снижает добычу газа

Увеличению экспортного потенциала российского газа в первую очередь способствует падение внутренней добычи в странах Европы (исключая Норвегию), в особенности в Нидерландах наряду с Великобританией это второй/третий производитель газа в Европе после Норвегии. На усиливающийся эффект истощения старых месторождений в Нидерландах накладывается искусственное ограничение производства газа на месторождении Гронинген (Groningen) из-за участившихся землетрясений. В сентябре 2016 года правительство установило планку в 24 млрд куб. м на добычу до 2021 года. Затем в мае 2017 года планка была снижена до 21,6 млрд куб. м, а 16 ноября 2017 года суд постановил пересмотреть планку в сторону дальнейшего уменьшения. Добыча в Нидерландах будет снижаться в среднем на 12% в год в 2016-2025 годах.

Волновые последствия

Среди факторов, сдерживающих производство газа в Европе, эксперты называют «рукотворные землетрясения». С начала 1990-х годов около 1000 таких землетрясений амплитудой от 0,1 д 3,6 баллов по шкале Рихетра произошли в районе месторождения Groningen в Нидерландах. Как поясняют аналитики Rystad Energy, причиной подобного явления стало уплотняющееся бурение, в результате чего добыча газа на месторождении была искусственно ограничена.

Начиная с 2011 года, по Европе прокатилась волна запретов применения технологии гидроразрыва пласта для добычи сланцевого газа, вслед за аналогичными волнениями в среде экологов и местного населения в США. Среди возможных рисков противники ГРП называли влияние на сейсмическую активность.

В апреле и мае 2011 года были зафиксированы два землетрясения недалеко от английского города Блэкпул, где компания Cuadrilla Resources производила операции по добыче сланцевого газа методом гидроразрыва пласта на месторождении Presse Hall. Впоследствии, однако, правительство Великобритании все же отменило запрет на ГРП для добычи сланцевого газа. Ожидается, что добыча сланцевого газа окажет позитивное влияние на экономику и повысит энергетическую безопасность страны.

В Великобритании добыча также будет снижаться, но более низкими темпами, так как в ближайшем будущем планируется запуск в эксплуатацию месторождений Culzean и Tolmount. Тем не менее, добыча в этой стране упадёт на 5 млрд куб. м к 2025 году относительно уровня 2016 года.

В остальных странах Европы добыча будет сокращаться в среднем на 7% в год в 2016-2025 годах.

Суммарно к 2025 году добыча газа в Европе снизится на 44 млрд куб. м.

Алжир и Норвегия будут сокращать экспорт газа

Что касается уменьшения добычи газа в странах, являющихся непосредственными конкурентами России, то в ближайшие 8 лет произойдёт сокращение добычи и экспортных объемов в Алжире и Норвегии.

В Алжире на фактор истощения зрелых месторождений дополнительно накладывается быстро растущий внутренний спрос на электроэнергию, что вынуждает правительство перенаправлять часть добываемого газа на собственные нужды. В результате в настоящее время экспортные мощности в стране - как газопроводы, так и СПГ-терминалы – используются чуть больше чем на половину от полного потенциала. По самым консервативным подсчётам, спрос на природный газ в Алжире будет расти на 2-3% в год в период 2017-2025, и страна не сможет развернуть тенденцию сокращения экспорта природного газа.

В Норвегии газодобыча также будет уменьшаться. Более половины добычи газа в Норвегии приходится на зрелые морские месторождения континентального шельфа, которые выработали свыше половины своей ресурсной базы и находятся на этапе сокращения добычи.

Среди них два больших месторождения в Норвежском море: Aasgard (оператор Statoil) и Ormen Lange (оператор Shell). Чуть более четверти всей добычи приходится на ключевое газовое месторождение Troll со стабильным уровнем добычи в 35 млрд куб. м, на котором не ожидается прироста добычи до 2020 года из-за лимита пропускной способности инфраструктуры (платформы и подходящих газопроводов) и отсутствия у оператора планов по увеличению пропускной способности.

Потенциал добычи новых месторождений Норвегии, которые будут введены в эксплуатацию в течение следующих 5 лет, ограничен невысоким ресурсным потенциалом, сложной геологией и отдаленностью. Для сравнения, месторождения, которые будут введены в эксплуатацию в 2018-2025 годах, добавят к общей добыче около 30 млрд куб. м, тогда как объём «выпавшей» добычи со старых месторождений по сравнению с 2017 годом составит около 45 млрд куб. м.

Таким образом, в среднесрочной перспективе добыча в Норвегии будет падать в среднем на 2% в год, что соответствующим образом отразится и на экспортных объемах.

В результате, по нашим подсчётам, Европа недосчитается около 23 млрд куб. м поставок из Алжира и Норвегии в 2025 году по сравнению с 2016.

Что касается Катара, экспортные мощности в этой стране полностью загружены. Объёмы СПГ полностью законтрактованы азиатскими покупателями на эту зиму. В среднесрочной перспективе до 2025 года Катар не планирует масштабного наращивания производства и экспорта СПГ.

Таким образом, со стороны предложения и позиций основных существующих на сегодняшний день конкурентов, перспективы российского газа достаточно безоблачны.

Будет ли расти спрос на газ?

Возникает другой вопрос: будет ли расти спрос на природный газ в Европе? Ведь в 2010-2015 годах он просел на 20%, не выдержав конкуренции с дешевым углём и субсидированными возобновляемыми источниками энергии, а также давления структурного снижения потребления и низкого экономического роста в целом.

На сегодняшний день ситуация со спросом на природный газ в Европе улучшилась. Потребление газа выросло на 6% в 2016 и, предварительно, вырастет в 2017 году благодаря более благоприятной для газа ценовой конъюнктуре по отношению к углю и политическим решениям о заморозке угольных и атомных электростанций, позволившим нарастить производство электроэнергии газовыми электростанциями в Великобритании, Германии и Италии.

В будущем тенденция к замещению угольных и атомных электростанций продолжится: Германия планирует закрыть все атомные электростанции к 2023 году, Бельгия – к 2025, хотя, по реалистичным оценкам, это удастся сделать не раньше 2030 года. Также Великобритания и Финляндия планируют закрыть все угольные электростанции к 2025 и 2030 году соответственно. В Италии пока не принято политического решения о заморозке угольных электростанций, но уголь будет уступать место газу ввиду устаревания генерирующих угольных мощностей и благоприятной ценовой конъюнктуре.

Кроме того, за последние пять лет мы наблюдали стремительный рост генерации ветряной и солнечной электроэнергии (15% в год в среднем). Производители возобновляемой энергии до сих пор обладают ключевыми преимуществами, такими как гарантированный приоритетный прием в сети, а также субсидированные и гарантированные цены в рамках долгосрочных контрактов с потребителями.

Солнечная энергетика дешевеет, и вместе с ветряной энергетикой, по нашим подсчётам, сможет нарастить долю в европейской генерации электроэнергии с сегодняшних 15% до 23% в 2025 году.

Таким образом, эффект роста возобновляемых источников энергии не позволит газу существенно нарастить долю в европейском потреблении в 2017-2025 году, хотя, с другой стороны, эффект от заморозки угольных и атомных электростанций не позволит спросу на газ просесть так, как это было в 2010-2015.

Сопоставив тенденции спроса, внутренней добычи и импорта, можно сделать вывод о том, что в среднесрочной перспективе (до 2025 года) возможности для импорта природного газа на европейский рынок возрастут:

  • Европа недосчитается около 23 млрд куб. м поставок из Алжира и Норвегии;
  • Европа недосчитается 44 млрд куб. м. газа из-за снижения внутренней добычи;
  • спрос на природный газ в Европе останется на уровне 440-450 млрд куб. м.

Растущий дефицит собственного, норвежского и алжирского газа уже отражается на объёмах продаж «Газпромом» газа в Европу. По состоянию на 22 ноября 2017 года, «Газпром» зафиксировал чистый прирост экспорта в Европу на 13,3 млрд куб. м, что на 8% больше, чем в этот же период в 2016 году.

Американский СПГ

Одновременно – в восточноевропейских странах – мы видим процесс перехода на более дорогой американский СПГ не в угоду более дешевому российскому, движимый желанием диверсифицировать источники импорта. Этот процесс выбивается из общей позитивной картины для российских экспортёров газа.

Появляются первые примеры того, как американский СПГ заходит на европейские рынки, в том числе и на традиционные рынки «Газпрома». Недавно между польской компанией PGNiG и Centrica на покупку 9 поставок из США в 2018-2022 годах. Ранее эстонская Vopak EOS анонсировала планы по строительству терминала регазификации объёмом 330 тыс. тонн в год для импорта американского газа. Литва в этом году также получила первую поставку американского СПГ. Эти факты говорят о том, что восточноевропейские страны пользуются относительным удешевлением СПГ и расставляют акценты на диверсификации поставок и уменьшении зависимости от российского газа, несмотря на то, что американский газ пока будет обходиться им дороже российского.

Говорить об объёмах, которые бы существенно изменили расклад сил в Европе и уменьшили бы рыночную долю российских экспортёров в ближайшие несколько лет, пока сложно. На сегодняшний день американский СПГ экспортируется в основном в Южную Америку и Азию ввиду более благоприятной ценовой конъюнктуры. Разрабатываемые СПГ-проекты в США более чем наполовину законтрактованы азиатскими и южноамериканскими покупателями. Но все эти законтрактованные объёмы американского СПГ – гибкие.

То есть если покупатель не захочет принимать поставку, трейдинговая компания, которая по контракту отвечает за поставку, должна будет найти альтернативный рынок сбыта, чтобы покрыть часть своих издержек.

И этим альтернативным рынком может стать Европа. Поэтому в среднесрочной перспективе, когда мировые рынки почувствуют перенасыщение предложением австралийского и американского СПГ, неизбежно возрастут объёмы американских поставок в Европу.

Однако, по нашим подсчётам, этим объемам будет сложно существенно повлиять на долю «Газпрома».

Например, если треть всех объёмов американского СПГ, находящихся в настоящее время в разработке – а это около 30 млрд куб. м в год к 2020 году – окажется в Европе, это всё равно приведет при прочих равных к росту доли экспорта «Газпрома» на 10-15 млрд куб. м в 2020 году.

Рынок СПГ до 2020 года перенасыщен предложением. Следовательно, это рынок покупателей, которые будут выбирать из большего, чем сегодня, числа поставщиков. И, на примере восточноевропейских стран мы видим, что покупатели выбирают, руководствуясь не только экономической составляющей.

В данных реалиях, мы считаем, что «Газпром» сможет удержать и даже нарастить рыночную долю в Европе, продолжая внедрять спотовую индексацию и более гибкие условия поставки в контракты с европейскими покупателями.

Артём Чен,

аналитик рынков нефти и газа Rystad Energy

Нашли опечатку в тексте? Выделите её и нажмите ctrl+enter