В последние годы в ЕС и на его границах строятся не только новые газопроводы, но и СПГ-терминалы. Казалось бы, при росте поставщиков и постоянно расширяющейся инфраструктуре Европа вообще не должна испытывать недостатка в газе. При этом обилие экспортеров на рынке должно стимулировать конкуренцию, следовательно, снижать цену на энергоноситель. Однако мы видим, как спотовые цены на газ в Европе последние полгода держатся на отметке $330-450 за тыс. кубометров. 12 июля на хабе TTF в Нидерландах цена и вовсе выросла до $451. Более того, «голубого топлива» попросту не хватает.
Все эти месяцы объем закачанного газа в европейские ПХГ примерно на 15-20% уступает среднегодовым показателям, а до отопительного сезона, который в ЕС официально стартует 15 октября, осталось всего три месяца.
Хуже всего, что такая тенденция будет продолжаться и дальше. Как пишет «Коммерсант», августовский фьючерс на газ на европейском хабе TTF в середине июля в моменте достигал $493 за 1 тыс. кубометров. При этом вряд ли стоит ждать серьезного отката стоимости. Фьючерсы на TTF вплоть до марта 2022 года торгуются выше $400 за 1 тыс. кубометров.
Поставки газа из Скандинавии по газопроводам в Балтийском море вряд ли исправят эту ситуацию.
Судя по отчетам Еврокомиссии (ЕК), норвежский газ занимает большую долю на рынке Европы. В 2018 году он занимал 31% от общего объема импорта газа в ЕС (130,5 млрд кубометров). Однако экспорт такого энергоносителя из скандинавской страны постоянно уменьшается. Если в 2017 году его объем в ЕС составлял 134,8 млрд кубометров, то уже в 2020 — около 102 млрд. При этом в Норвегии падает добыча (в 2019-м — примерно на 6%), ее крупные месторождения истощаются.
Именно поэтому Норвегия не планирует, в отличие от России с ее «Потоками», строить новые газопроводы, которые дублировали бы Norpipe, Europipe, Europipe2, Zeepipe 1, Franpipe. Есть, правда Baltic Pipe, о котором польские политики последние 2 года говорят без умолку, однако крупной дополнительной ресурсной базы для нового газопровода у Норвегии нет, а значит, газ для этой коммуникации будет отбираться из уже существующих веток.
Цель постройки Baltic Pipe (запуск планируется к 2023 году) — это не создание магистрали для объемов газа, которые Норвегии некуда девать, а диверсификация поставок для Варшавы. 31 декабря 2022 года истекает контракт между «Газпромом» и PGNiG, гарантировавший польской стороне ежегодные поставки из РФ 9,8 млрд кубометров. Варшава заявила, что продлевать его не будет, очевидно, рассчитывая на поставки из Baltic Pipe, проектируемая мощность которого (совпадение?) 10 млрд кубометров. К слову, оплачивают постройку магистрали не только Польша и Норвегия, но и Евросоюз. Стоимость Baltic Pipe оценивается примерно в €1,5 млрд, из которых €266,8 млн выделяет ЕС.
Разумеется, Польша может и не выбирать весь объем из такой магистрали, отправляя часть газа дальше — в Литву, по ныне строящемуся газопроводу GIPL (пропускная способность — 1,9 млрд в год, ввод в эксплуатацию — 2022 год). Кстати, эту магистраль, как и Baltic Pipe, тоже частично оплачивает Евросоюз. Стоимость постройки GIPL — более €558 млн, а грант на этот проект от ЕС –€306 млн. По сути, Западная Европа частично оплачивает диверсификацию восточноевропейских стран, сокращая для себя импорт газа из Норвегии. Увы, приходится выполнять правила и законы Евросоюза, которые позволяют членам ЕС запрашивать финансовую помощь для проектов, диверсифицирующих поставки энергоносителей.
Наднациональные структуры Евросоюза вынуждены финансировать даже откровенно политизированные проекты. Это касается Balticconnector — двунаправленного газопровода-интерконнектора (расчетная мощность — 7,2 млн кубометров в сутки) между Финляндией и Эстонией, который заработал с 1 января 2020 года и был на 75% профинансирован ЕС. Учитывая отсутствие газовых месторождений в Финляндии, по Balticconnector де-факто идет российский газ. Разумеется, диверсификация в этом случае крайне условная. Все эти проекты не добавляют объемов газа Европе, ПХГ которой сейчас не заполнены на должном уровне, а лишь перераспределяют их внутри ЕС.
Российский «Северный поток» и строящийся СП-2 в перспективе могут изменить ситуацию для европейских потребителей в лучшую сторону. Однако переоценивать их тоже не стоит. Да, «Северный поток» официально может прокачивать около 55 млрд в год. В Nord Stream даже заявили о рекордных 59,2 млрд в 2020 году. Однако правительство Польши, спекулируя темой Третьего энергопакета ЕС, все же добилась решения Европейского суда юстиции, благодаря которому «Газпром» теперь сможет поставлять по «Северному потоку» не 55 млрд, а 37 млрд.
Не трудно догадаться, что похожая история может повториться и с СП-2 (или с его сухопутным продолжением EUGAL). Магистраль ведь попадает под действие Третьего энергопакета, а прецедент в виде решения Европейского суда юстиции по «Северному потоку» уже есть. Поляки (или другие европейские недоброжелатели газа из РФ) могут его повторить.
Суммарная мощность прокачки Nord Stream и Nord Stream 2 (110 млрд в год) могла бы добавить на рынок ЕС столь необходимые объемы газа для заполнения ПХГ, причем по долгосрочным контрактам, а не по спотовым ценам, которые уже полгода отпугивают европейских покупателей.
Но Третий энергопакет и отдельные страны Евросоюза лишили Старый Свет такой возможности.
Подобные нападки не совершаются на газопровод «Ямал-Европа» (мощность ежегодной прокачки — 32,9 млрд). Однако тут уже сам «Газпром», руководствуясь конъюнктурой рынка, может снижать объемы прокачки, что и было в 2020 году, когда из-за COVID-19 упал спрос на энергоноситель. К примеру, 24 мая в точке входа Кондратки на границе с Белоруссией прокачка упала сразу до 17,3 млн кубометров в сутки (18% от пропускной способности).
«Объем поставок по „Ямал-Европа“ зависит от многих факторов — конъюнктуры рынка, регулирования, контрактных обязательств. Но новые маршруты, как более эффективные (меньше выбросов на единицу объема, чем больше загрузка, тем меньше стоимость транспортировки, плюс, необходимость возврата инвестиций) будут использоваться в базовом режиме, а старые газопроводные системы — лишь по мере необходимости. Я не исключаю, что при благоприятной конъюнктуре „Ямал-Европа“ будет загружен в значительной мере. Но следует напомнить, что польская сторона сама отказалась от продления договора на транзит по этой магистрали до 2043 года», — говорит заместитель гендиректора Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач.
С декабря 2020 года начались поставки газа из Азербайджана в Европу. Евросоюз всячески поддерживал этот проект, одобрив его еще в 2016 году. При этом в Брюсселе не применили правила Третьего энергопакета ЕС к магистрали, состоящей из трех частей — Южнокавказского, Трансанатолийского и Трансадриатического газопроводов, которые в итоге поставляют газ на территорию Греции, Албании и Италии.
Несмотря на столь благоприятные условия для экспорта, азербайджанский газ все же не стал поводом для снижения цены на газ из-за растущей конкуренции на европейском рынке.
В первую очередь, — из-за небольших объемов поставок. Баку рассчитывает выйти на экспорт 10 млрд кубометров в ЕС ежегодно. Однако первый квартал 2021 года показал, что даже до этой отметки еще нужно дойти. За январь–март Азербайджан экспортировал 5 млрд кубометров, из которых в Турцию были направлены 3 млрд, в Европу — 1,1 млрд, в Грузию — 784 млн.
Баку использует в качестве ресурсной базы для поставок в ЕС месторождение «Шах Дениз», из которого за январь–июнь 2021-го было экспортировано (не только в Европу) всего 8,37 млрд кубометров. С 6 июля началась добыча и на юго-восточном фланге «Шах Дениз-2» (прирост на месторождении составит 11,4 млн куб.м/сутки.), но пока трудно сказать, сколько газа из этого месторождения попадет на европейский рынок, поскольку 6 млрд кубометров в год уже выкупает Турция.
Как отметил в беседе с «НиК» Алексей Гривач, пока что увеличение поставок азербайджанского газа в Европу идет в основном за счет того, что Турция не продлила контракт на закупку с первой фазы «Шах Дениза». В Баку планируют вывести вторую фазу на проектную мощность в 16 млрд кубометров со следующего года.
«Второй фазы, по идее, должно хватить для выполнения этих обязательств. Хотя добыча попутного газа, который поставляется на внутренний рынок и на экспорт в Грузию, падает и требует инвестиций в новые добычные проекты. Они есть, но пока продвигаются не очень бойко. Total возится с проектом Абшерон. ВР тоже только рассматривает несколько блоков. Ряд месторождений пытается самостоятельно разработать ГНКАР. Но в целом, по косвенным признакам, дело идет трудно. Структура запасов Азербайджана ухудшается», — уверен эксперт. Стоит добавить, что Азербайджан при ценообразовании использует спотовые индексы, что не делает такой газ (сегодня и в ближайшей перспективе) самым выгодным на рынке ЕС.
Не может обеспечить серьезного увеличения объемов прокачки в ЕС и украинская ГТС. Объем транзита через нее за 2020 год установил антирекорд — 55,8 млрд кубометров (минус 38% по сравнению с 2019 годом). Винить в этом следует не только коронавирус и теплую зиму 2020-го, но и новый пятилетний контракт, который «Газпром» подписал с «Нафтогазом», согласно которому российский холдинг обязался прокачать 225 млрд кубометров через ГТС Украины до 2024 года.
Это значит, что показателей прокачки как в 2019 году (по данным АО «Укртрансгаза» 89 млрд) и ранее (примерно по 80 млрд в год) Европе теперь ждать не стоит. Более того, Киев за все время существования независимой Украины так ни разу и не удосужился провести капремонт своей ГТС, что только отпугивает европейских покупателей, вынуждая их более благосклонно относиться к альтернативным газопроводам.
Среди них стоит отметить не только СП-2, но и «Турецкий поток», который начал работу 8 января 2020 года. Коронавирусный год не позволил заполнить его на полную мощность в 31,5 млрд кубометров в год. За 2020-й по нему было поставлено лишь 5,9 млрд., однако сыграли те же факторы: падение производства в ЕС, теплая зима, незаконченность магистрали на территории самого ЕС.
Впрочем, в июле этого года завершилось строительство сербской компанией «Srbijagas» и венгерской «FGSZ» линейной части газопровода-перемычки. Теперь Венгрия благодаря новому интерконнектору сможет получать российский газ по «Турецкому потоку» в обход Украины. По сути, такой газопровод будет компенсировать те объемы прокачки, которые 5-10 лет назад шли через украинскую ГТС.
Турция все чаще позиционирует себя в качестве важнейшего газового хаба на стыке Европы и Азии.
Страна закупает энергоноситель у РФ, Азербайджана, Ирана и США (в виде СПГ). Однако Анкаре ни в коем случае нельзя допускать сокращения числа поставщиков газа, какой бы ни была конъюнктура рынка. Большое число продавцов на турецкой площадке — гарантия здоровой конкуренции, от которой зависит сила переговорной позиции Анкары. По этой причине Турция не сможет всегда предлагать Европе газ по стоимости, которая будет ниже, чем у других стран-экспортеров газа в ЕС, к тому же поставляющих его в Старый Свет без посредников. В правительстве Турции в 2020 году регулярно уверяли мировое сообщество, что страна сама вскоре станет добывать газ на дне Черного моря. Однако кроме сообщений о невероятных результатах исследований геологоразведочного судна «Фатих», открывшего серьезные месторождения на участке «Дунай-1», никакой серьезной работы в этом направлении не делается, а иностранные нефтегазовые компании инвестировать в проекты не торопятся.
Правительство Польши тоже все чаще позиционирует в инфополе Европы страну в качестве «балтийского газового хаба». Польский оператор Polskie LNG занимается расширением мощностей СПГ терминала в Свиноуйсьце с 5 млрд кубометров до 7,5 млрд кубометров в год, а в Гданьске готовится к вводу в эксплуатацию плавучий терминал СПГ на 4,5 млрд кубометров. Однако все эти объекты зависят от импорта газа из России, Катара и США, причем в двух последних случаях цена на газ польскими властями не афишируется.
Выходит, Европа может рассчитывать на «польский» газ в объеме не более 12 млрд куб. м, если Варшава будет отправлять на экспорт вообще весь газ, принимаемый на свои СПГ-терминалы.
При этом цена на такой продукт, скорее всего, будет привязана к спотовым ценам (плюс наценка за посредничество), а значит, на европейском рынке хоть и появится новый игрок, никакой конкуренции, серьезно снижающей цену на газ, не будет.
Поставки в Европу по газопроводам из Северной Африки постепенно снижаются. До 2016 года средний объем экспорта газа из Алжира в ЕС (по магистралям Medgaz, TransMed и MEG и в виде СПГ) составлял в среднем 55-60 млрд кубометров. После 2017-го он стал уменьшаться. В 2019 году Алжир сократил экспорт до 32,5 млрд в год. В 2020-м ситуация почти не изменилась.
Среди основных причин такого снижения: растущий внутренний спрос на газ внутри страны, проблемы с руководством в госкомпании Sonatrach (за 2 года сменилось 4 директора), территориальные споры с Марокко, транзитером алжирского газа по трубопроводу MEG, из-за суверенитета Западной Сахары. Более того, характерная черта для добычи углеводородов в Алжире — высокий уровень сжигания попутного газа, а значит, если в ЕС введут углеродный налог и он распространится на импорт углеводородов, метан из Северной Африки (из-за углеродного следа) будет обходиться гораздо дороже, чем сейчас.
Поставки газа из Ливии по трубопроводу Green Stream тоже не внушают оптимизма. Прокачка по этой магистрали в 2020 году снизились до 1,6 млрд кубометров в год (в 2019-м было 1,8 млрд). При этом сохраняется крайне негативный фактор гражданской войны, мешающий вести разведку, добычу и наращивать объемы экспорта.
Оптимизм внушает разве что проект Транссахарского газопровода, который инициировала Нигерия, предложив построить магистраль мощностью прокачки в 30 млрд от своих месторождений до берегов Европы, транзитом через Алжир. Однако такой проект обсуждается еще с 2008 года. Пока нет понимания, насколько приемлемой для европейского рынка окажется цена газа из подобной магистрали.
Поставщиков СПГ в Европе становится все больше, причем крупнейшие из них последовательно наращивают объемы: в 2020 году Катар поставил в Европу 18 млрд кубометров, Россия — 17 млрд, США — 19 млрд.
Но такая, казалось бы, возросшая конкуренция среди экспортеров газа не только не снизила на него цену, но даже не помогает срочно заполнить европейские ПХГ. Более того, Европе приходится бороться в заранее проигранной войне за поставки СПГ с Азией, где цена на него традиционно выше, но спрос все равно растет.
Выходит, что рост числа поставщиков СПГ и количества терминалов в Европе (в 2019 году — 36 действующих объектов) — это не панацея. В Азии их строят еще активнее, а спрос на сжиженный газ демонстрирует устойчивую динамику (даже когда в январе 2021-го спотовый индекс Platts JKM достиг $739 за 1 тыс. кубометров).
«Рост цен на газ в Европе связан с несколькими факторами, включая плановые ремонтно-профилактические работы на трубопроводе „Северный поток-1“ без компенсации выпадающих объёмов трубопроводного газа через газотранспортную систему Украины. В июле текущего года также снизились поставки СПГ в Европу, что связано с предпочтениями производителей СПГ перенаправлять поставки на азиатский рынок из-за более высоких цен. Кроме того, аномальные температурные рекорды в Европе привели к большим расходам энергоресурсов на кондиционеры. В целом сложившиеся тренды роста цен на нефть стали локомотивом повышения и газовых цен», — говорит гендиректор ООО «НААНС-МЕДИА», доцент кафедры международной коммерции РАНХиГС при Президенте РФ Тамара Сафонова.
В целом, европейский рынок газа может рассчитывать на определенный рост поставок из российских трубопроводов. При этом на южных (Северная Африка) и северных (Скандинавия) рубежах эти поставки будут постепенно сокращаться. Газовые хабы, вроде турецкого или даже польского, дополнительных углеводородов на рынок ЕС не принесут. Увеличение же поставок СПГ, где 3 главных поставщика (Катар, США, РФ) просто будут менять друг друга, может лишь компенсировать Европе частичное снижение экспорта по газопроводам, но никак не наполнить рынок дешевым газом.