Изображение материала

Будем долго злорадствовать — останемся у нефтегазового разбитого корыта

9 сентября 12:12
На трех основных рынках сбыта для российских углеводородов есть серьезные проблемы, которые требуют от Москвы срочных решений

Министр экономического развития Максим Решетников, выступая на сессии ВЭФ «подсветил» важную проблему для нефтегаза и угледобычи страны. Высокий уровень цен на углеводороды в мире может подстегнуть развитие ВИЭ-генерации, которая в отдельных регионах ставит перед собой цель вытеснить традиционные энергоносители. Решетников уверен, что реализация климатической повестки в интересах развития России. Для развития «зеленой» энергетики в РФ, возможно, это станет стимулом, а вот для нефтегазовой отрасли и угольной промышленности вряд ли.

Благополучие этих отраслей во многом зависит от внешних рынков. Один из них, европейский, добровольно дистанцируется от российского сырья. Индийский и китайские рынки, конечно, проявляют последние полгода повышенный интерес к российскому газу, нефти и углю. Однако в азиатских странах, как и в европейских, продолжает развиваться «зеленая» генерация. Это значит, что в перспективе над спросом на энергоносители из РФ по всем «фронтам» будет висеть дамоклов меч, угрожающий снижением объемов закупок.

Начиная с 2021 года, особенно с конца лета, стоимость газа, нефти и угля в Европе росла, причем обновляя все новые и новые рекорды. В результате росла и цена электричества. По данным Eurostat, в некоторых странах ЕС во второй половине 2021-го цены на э/э выросли более чем на 20% по сравнению с показателями 2022-го.

Разница цены на э/э для домохозяйств во II пол. 2021 по сравнению с II пол. 2020

В 2022-м ситуация ухудшилась. По данным Rystad Energy, спотовые цены на электроэнергию по всей Западной Европе выросли до беспрецедентного уровня: среднесуточные цены в ФРГ торговались выше €600 за МВт*ч, во Франции — выше €700 за МВт*ч, в пиковые дни они достигали €1500 за МВт*ч.

Очевидно, что это происходило из-за продолжения роста стоимости углеводородов в ЕС. В определенные дни цена фьючерсов на TTF достигала $3000 за тыс. кубометров газа. В целом за прошедшие месяцы этого года стоимость голубого топлива в Старом Свете не опускается ниже $2000, сохраняя тенденцию к росту. Фьючерс на TTF на октябрь на уровне $2661 за тыс. кубометров — это выше, чем прошлогодний показатель, на 400%.

Стоимость нефти в ЕС, как и на мировом рынке, впрочем, тоже не демонстрирует серьезное снижение. Последний год она варьируется в пределах $100 за баррель. Учитывая позицию ОПЕК+, который недавно даже анонсировал небольшое сокращение добычи (-100 тыс. б/с в октябре), а также дисбаланс спроса-предложения на мировом рынке в пользу нехватки ресурса, вряд ли цена нефти к концу года снизится в 2 раза, хотя высокая волатильность, безусловно, сохранится.

Расходы на импорт угля в Евросоюзе растут пугающими темпами. По словам генерального секретаря Европейской ассоциации угля (Euracoal) Брайана Рикеттса, цены на сырье по сентябрьским фьючерсным контрактам на европейских рынках, которые в настоящее время торгуются на уровне $405 за тонну, вряд ли остановятся на этой отметке и могут вырасти еще больше. Для сравнения: фьючерсы на уголь в сентябре 2021-го составляли в ЕС около $100 за тонну, а в 2022-м — $60. При этом в ЕС наблюдается два мощных стимула для увеличения цены. Первый — растущий дефицит из-за эмбарго на поставки из РФ (и невозможности найти такое же по качеству сырье у других поставщиков). Второй — увеличение спроса по мере перезапуска старых угольных электростанций в Евросоюзе. Брайан Рикеттс считает, что последняя причина станет поводом для увеличения доли полезного ископаемого в энергобалансе ЕС по итогам 2022-го до 20% (в 2021-м было 15%).

Однако вместе с ростом спроса на газ и увеличением объемов генерации за счет угольных электростанций (а также переоборудованием некоторых объектов для работы на мазуте) в Евросоюзе увеличивается и число ВИЭ-объектов.

На долю «зеленой» энергетики пришлось 38% всей выработки электричества в ЕС в 2021 году. Основной вклад в рост ВИЭ-мощностей Евросоюза с 2019 года внесли ветряная и солнечная генерация. В 2021 году ветряные и солнечные электростанции установили новый рекорд (547 ТВт*ч), впервые выработав больше энергии, чем газовые (524 ТВт*ч).

Надо признать, что каким бы «зеленым» не оказался 2021 год, после 2019-го темпы прироста доли «зеленой» энергии в балансе ЕС заметно снизились. В 2020-м доля ветряной и солнечной генерации в ЕС увеличилась по сравнению с итогами 2019-го всего на 1%. Это во многом произошло из-за крайне слабых ветров в 2020 году. Однако положительная динамика все равно сохранилась, поскольку в 2019-м доля ВИЭ была 34%, а в 2021-м — 38%. При этом на долю ископаемых видов топлива пришлось 37% всей электроэнергии, произведенной в ЕС в 2021 году (против 39% в 2019 году), т. е. до разгара энергокризиса наблюдалась тенденция к снижению углеводородов в общем энергобалансе Старого Света. Во многом это стало одним из стимулов появления энергокризиса как такового, как и многих других экономических проблем. Энергия от «ветряков» и солнечных панелей в ЕС без специальных субсидий от государства для потребителей была дороже, чем от традиционных источников генерации.

Однако Еврокомиссию с ее «зеленой сделкой», как и многие национальные правительства, продвигающие политику декарбонизации, это не останавливало. Даже сейчас, когда цена редкоземельных и других видов металлов, которые необходимы для производства солнечных панелей и «ветряков», растет уже полтора года подряд, ЕС от «зеленой сделки» не отказывается.

Даже Венгрия, которая идет против европейского «мейнстрима», т. е. заключает долгосрочные контракты с «Газпромом» (подписала соглашение на поставку дополнительно до 5,8 млн кубометров газа в сутки с 1 сентября), намерена к 2030 году инвестировать до €16 млрд в увеличение производства и хранения электроэнергии, заявил министр технологий Ласло Палкович. По его словам, к 2024 году установленная мощность солнечной энергии достигнет 8 ГВт, а к 2030 году дополнительный спрос со стороны промышленного сектора потребует увеличения инвестиций в обновление энергосистемы и мощности по хранению энергии.

Впрочем, в Старом Свете объем инвестиций в ВИЭ в последние годы замедлился. В 2011 году в «зеленую» энергетику в Евросоюзе было вложено $131,7 млрд. С тех пор размер вложений колебался, но такой суммы уже не достигал. Даже в докоронакризсном 2019-м, когда не было проблем с взлетевшими ценами на редкоземельные металлы, объем инвестиций составлял около $58,4 млрд. По этой причине многие экспертные сообщества, включая европейские и американские, сегодня все больше сомневаются, что ЕС успеет достичь нулевых выбросов ПГ к 2050 году. К примеру, аналитики BloombergNEF посчитали, что выполнение «зеленой сделки» обойдется ЕС в $5,3 трлн ($3,8 трлн на проекты солнечной и ветровой генерации, $1,5 трлн — на производство и использование водорода в качестве энергоносителя). Учитывая рост инфляции и энергокризис в ЕС, маловероятно, что государства Евросоюза найдут такие средства. Даже в 2021 году, когда инфляция в ЕС еще не была столь высока, как сегодня, Европа инвестировала около $42 млрд в новые ветряные электростанции. Это на 11% меньше, чем в 2020 году. По условиям «Fit 55» (составляющая «зеленой сделки») к 2030 году в Евросоюзе должно функционировать 870 ГВт мощностей солнечной генерации. В 2021-м этот показатель достиг 25,9 ГВт. Выходит, ЕС за 9 лет нужно построить и запустить солнечные панели еще на 844 ГВт, т. е. каждый год добавлять по 93 ГВт (и все это в условиях растущих цен на редкоземельные металлы). План, мягко говоря, трудновыполнимый, особенно во время экономического кризиса.

Как бы сильно Европа не отставала от графика по декарбонизации, от «зеленой сделки» она не отказалась, а инвестиции не иссякают. Сегодня этому не сильно мешает даже рост цены электричества, произведенного ВИЭ-объектами, поскольку стоимость энергии от объектов, использующих газ, растет еще быстрее.

Первый заметный пик цен на поставки электричества внутри ЕС по долгосрочным договорам с фиксированной договорной ценой PPA (Power Purchase Agreement) был в декабре 2021 года — примерно €73 за 1 МВт*ч. С весны динамика показателя стала интенсивнее. Одной из очевидных причин такого процесса стал дорожающий в ЕС газ. При этом в Евросоюзе резко увеличилась цена поставок «зеленой» электроэнергии по PPA. Согласно данным Pexapark, средняя стоимость электричества от всех типов ВИЭ выросла с начала года примерно на 49%, до €96,6 (или $95) за 1 МВт*ч.

Если взять за основу стоимость газа в ЕС в пределах $2661 за тыс. кубометров (учитывая фьючерс на TTF на октябрь), то выходит, что 1 МВт*ч произведенный на газовой электростанции — это сейчас около $260. Но надо не забывать, что электрический КПД современной газовой электростанции достигает 55–60%. Выходит, конечная стоимость МВт*ч от газовой станции в ЕС будет намного выше $260, т. е. ВИЭ-генерация с ее $95 за 1 МВт*ч — это уже выгоднее.

«Учитывая то, что ВИЭ-генерация не зависит от цен на топливо, спрос на нее растет, поскольку потребители стремятся зафиксировать стоимость электричества на долгосрочном горизонте. Солнечная и офшорная ветровая энергия в ЕС уже в разы дешевле газовой и угольной генерации, LCOE ВЭС и СЭС — €50-70 за МВт*ч, против спотовых цен, которые подчас превышают порой даже €800 за МВт*ч. Даже двукратный рост цен на „зеленую“ энергию оставит ее привлекательной», 

— рассказал в беседе с «НиК» директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики Алексей Жихарев.

Рано или поздно стоимость газа в Европе, как и угля с нефтепродуктами, снизится. Это значит, что российские энергетические компании, которые сегодня продают меньшие объемы сырья в ЕС, но за счет высоких цен все равно зарабатывают больше, перестанут получать сверхдоходы. Если в Евросоюзе разразится «Великая депрессия», а в странах произойдет смена политических элит и кардинальный разворот внешнеполитического курса, возможно, Старый Свет вновь начнет закупать нефть, уголь и газ у РФ в таких же объемах, как и прежде. Но если «ветер перемен» не подует, ЕС (пусть и ценой больших трат населения и бизнеса на коммунальные платежи) и дальше будет наращивать долю ВИЭ-генерации, следовательно, российским энергетическим компаниям придется привыкать к потере важнейшего для нее рынка сбыта.

С Индией и Китаем — сегодня не менее важными для РФ покупателями — все немного лучше. В азиатских странах долгие годы растет спрос на газ, нефть и, с некоторыми оговорками, на уголь.

Импорт российской нефти в Китай, по данным Главного таможенного управления КНР, в 2021 году сократился на 4,5%, составив 79,64 млн тонн. Индия до 2022 года старалась не закупать российскую нефть из-за высоких расходов на логистику, поэтому доля черного золота из РФ в индийском импорте составляла всего 5%. Однако в текущем году ситуация стала меняться в лучшую для Москвы сторону. Поставки стремительно растут, особенно в Нью-Дели. На долю КНР и Индии в последние месяцы приходится до 40% от российского экспорта нефти.

Экспорт российской нефти в Китай, Индию и Турцию

В 2020 году РФ поставила в Китай 11 млрд кубометров газа (включая 4,1 млрд по «Силе Сибири»). В 2021-м объем поставок СПГ и трубопроводного газа увеличился до 16,5 млрд кубометров. В первой половине 2022 года Китай импортировал у России 2,35 млн тонн СПГ (или 3,2 млрд кубометров), что уже на 28% больше показателя аналогичного периода в 2021-м. При этом есть дальнейшая тенденция к увеличению объемов за счет:

  • выхода на полную мощность «Силы Сибири» (38 млрд кубометров в год);
  • постройки «Силы Сибири-2» через Монголию (50 млрд кубометров в год);
  • создания газопровода по «дальневосточному маршруту» (10 млрд кубометров в год);
  • 15-летнего контракта НОВАТЭКа и Shenergy Group (15 лет ежегодно поставлять 3 млн тонн СПГ с «Арктик СПГ 2»);
  • контракта НОВАТЭКа и Zhejiang Energy Gas Group (15 лет ежегодно поставлять 1 млн тонн СПГ с «Арктик СПГ 2»).

В случае поставок газа из РФ в Индию есть небольшой спад. В 2020 году с проектов «Сахалин-2» и «Ямал СПГ» Россия поставила в эту страну 3,4 млрд кубометров газа. В 2021-м — с проекта «Сахалин-2» было отгружено 2,1 млрд кубометров. Сейчас индийская GAIL заключила 20-летнее соглашение с «Газпромом» о покупке 2,5 млн т СПГ (или 3,4 млрд кубометров) в год. Если добавить к этому и поставки с «Ямал СПГ» (по которому пока нет свежих данных), можно будет говорить о росте экспорта. Правда, нужно отметить, что из-за санкционного противостояния ЕС и РФ все сильно усложнилось. Против Gazprom Germania, следовательно, и против ее дочки GM& T Singapore, действуют санкции «Газпрома», что делает для GM& T Singapore невозможными поставки СПГ из «Сахалина-2» в Индию.

Параллельно увеличению спроса в Индии и Китае на углеводороды, включая российские, страны последовательно наращивают долю ВИЭ-генерации, причем в гораздо больших масштабах, чем Евросоюз. В отчете, опубликованном Институтом энергетической экономики и финансового анализа (IEEFA), говорится, что за последние несколько лет объемы вложений в ВИЭ в Индии были волнообразными: в 2019-2020 финансовом году инвестиции составляли $8,3 млрд, в 2020-2021 — 6,3 млрд, в 2021-2022 — $14,5 млрд. Если смотреть на процесс в долгосрочной перспективе, то тенденция скорее на рост, чем на снижение.

За первые 4 месяца 2022 года Китай увеличил вливания средств в солнечную энергетику до $3 млрд, что примерно на 204% больше, чем за тот же период в 2021-м. В целом же, если говорить о всех типах ВИЭ, Китай снова стал крупнейшим рынком «зеленой» энергетики в мире, инвестировав $98 млрд в первом полугодии 2022-го, что на 128% больше по сравнению с аналогичным периодом 2021 года.

Казалось бы, оба процесса в Индии и Китае (инвестиции в ВИЭ и наращивание «зеленой» генерации, а также рост спроса на углеводороды, включая российские) не мешают друг другу. РФ вроде бы не о чем беспокоиться. Однако даже если такая тенденция сохранится, у Москвы все равно есть проблема — отсутствие технической возможности быстро наращивать экспорт нефти, газа и угля в Индию и Китай.

К примеру, сейчас РФ экспортирует морским путем около 3,2 млн б/с нефти, из которых 1,1 млн б/с идет в ЕС (пока не начало действовать эмбарго). Российский танкерный флот может обеспечить перевозки нефти морским путем около 2,3 млн б/с, для остальных объемов нужны услуги нефтетрейдеров, с которыми в условиях санкций и эмбарго со стороны Запада сотрудничать все сложнее. Можно построить новые танкеры, но на создание судна типа VLCC уходит минимум 2 года.

С поставками газа все еще сложнее. По состоянию на конец 2021 года российский флот обладал 9 СПГ-танкерами. Число заказанных судов в период до 2029 года — 24 единицы, из которых 12 должны поступить в эксплуатацию в 2022 году. Хватит ли этого, чтобы переориентировать экспорт газа РФ с европейского рынка, где готовят «потолок» цен, вводят санкции и наращивают ВИЭ-генерацию? Маловероятно. Причем хотя бы потому, что ресурсная база для поставок СПГ в Азию и для поставок трубопроводного газа на Запад у РФ разная. Исключением можно считать лишь «Силу Сибири-2» в Китай, но она может выдать (когда ее закончат) около 55-55 млрд кубометров в год, а российского газа на европейском рынке — почти 150 млрд кубометров.

Как отметил эксперт ФНЭБ и Финансового университета Станислав Митрахович, новые крупнотоннажные СПГ-проекты в РФ работают на технологических линиях Linde, который из страны по причине санкций уходит. Надо развивать собственные технологии, а это время и ресурсы.

«Индия и Китай — это очень перспективные рынки, даже несмотря на их желание наращивать ВИЭ-генерацию. Та же КНР, если убрать ковидные искажения в экономике, увеличивает спрос на газ каждый год почти на 10%. Но технически перебросить туда весь российский экспорт крайне сложно. Даже по «Силе Сибири-2», которая может задействовать ресурсную базу, используемую для поставок по трубам в ЕС, есть не до конца согласованные параметры. Если их быстро решить, постройка займет не менее 3 лет. Это значит, что РФ, учитывая санкции Запада, «потолок» цен, в каком бы виде его не стали применять на практике, придется сокращать добычу голубого топлива. В 2009 году это уже было — пришлось уменьшить добычу на 88 млрд кубометров в год.
Но в целом, если в качестве госпроектов, а не корпоративных инициатив развивать проекты по созданию технологий крупнотоннажного СПГ, строить и арендовать новые танкеры, плюс если корейцы из-за санкций не откажутся от сотрудничества в постройке СПГ-танкеров, через несколько лет переориентация газа на Восток вполне реальна. Другой вопрос, что это все равно не будут те же объемы, которые шли в Евросоюз. Остаток придется поглощать за счет внутреннего рынка — это газификация регионов и перевод на газ автотранспорта. Тут уже все зависит от прилежности выполнения этих пунктов правительством», 

— резюмировал Станислав Митрахович.

Российскому нефтегазовому сектору нужно уже сегодня быстро заниматься адаптацией к новым рынкам, а не злорадствовать над европейскими проблемами. Если в ЕС не произойдет кардинальной смены политических элит, он будет продолжать наращивать ВИЭ, пусть и ценой краткосрочных экономических потерь для населения и бизнеса. Евросоюз сегодня не может заменить трубопроводный газ из РФ на СПГ поставки, но через 5-7 лет мощности регазификации должны появиться или снизится потребление за счет сворачивания производственных мощностей в промышленности. Российская экономика и нефтегаз должны быть к этому готовы, иначе долгосрочного сокращения добычи углеводородов не избежать.