Возврат на утраченные позиции

Демонополизация газодобычи наряду с дерегулированием экспорта трубопроводного и сжиженного природного газа не только облегчит возвращение России на европейский рынок, но и позволит нарастить поставки в Азию — регион, который в ближайшие годы будет локомотивом глобального спроса.

Одним из промежуточных итогов газовой войны стало резкое снижение роли «Газпрома» на европейском рынке. Если в IV квартале 2021 г. доля «Газпрома» в структуре импорта газа в ЕС составляла 37%, то во II квартале 2022 г. она снизилась до 23%, а в IV квартале 2022 г. — до 9%, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG).

Структура импорта газа в ЕС

Данные ENTSOG по импорту газа в ЕС сгруппированы в шесть основных категорий:

• Поставки с терминалов регазификации сжиженного природного газа (СПГ), расположенных на территории ЕС, в трубопроводные системы стран-членов ЕС (все остальные категории импорта «завязаны» на трубопроводные поставки);
• Импорт из Великобритании, основным каналом которого является газопровод «Интерконнектор», пролегающий между Соединенным Королевством и Бельгией;
• Поставки из Азербайджана, для которых используется инфраструктура Трансанатолийского (TANAP) и Трансадриатического (TAP) газопроводов;
• Импорт из Норвегии, которая традиционно является одним из ключевых поставщиков сырья для континентальной Европы;
• Поставки из стран Северной Африки — Алжира (в том числе транзитом через Марокко и Тунис) и Ливии;
• Наконец, поставки «Газпрома» по украинской газотранспортной системе (ГТС), газопроводу «Ямал — Европа», «Балканской» ветке «Турецкого потока», по которой газ экспортируется в страны Южной Европы, и, вплоть до недавнего времени, газопроводу «Северный поток-1».

Трансформация европейского рынка

Первое, что бросается в глаза при анализе данных ENTSOG, — резкое сокращение поставок «Газпрома». Если в IV квартале 2021 г. их среднесуточный объем составлял 366 млн кубических метров, то во II квартале 2022 г. он сократился до 242 млн куб. м/сут., а в IV квартале 2022 г. — до 78 млн куб. м/сут. Тем самым за прошедший год экспорт «Газпрома» в страны ЕС снизился в четыре с половиной раза.

При этом российская газовая отрасль, в отличие от угольной и нефтяной, избежала общеевропейских торговых ограничений: эмбарго ЕС на импорт угля из России вступило в силу 10 августа 2022 г., на импорт нефти — 5 декабря 2022 г., а на импорт нефтепродуктов — 5 февраля 2023 г., тогда как в случае газа все свелось лишь к прекращению закупок со стороны отдельных компаний. Например, в мае 2022 г. финская государственная компания Gasum отказалась от импорта российского газа из-за несогласия со схемой «газ за рубли», а в ноябре о полном прекращении поставок из РФ заявила немецкая Uniper, которая до недавнего времени была крупнейшим корпоративным импортером российского газа в Германии.

Однако общеевропейского законодательного запрета на импорт российского газа нет. Более того, после выхода из строя «Северного потока-1», произошедшего в результате сентябрьских инцидентов в Балтийском море, у «Газпрома» все равно сохранился профицит мощностей для поставок Европу. Мощность украинской ГТС на границы с ЕС составляет 390 млн куб. м/сут., а газопроводов «Ямал — Европа» и «Балканский поток» — 90 млн куб. м/сут. и 43 млн куб. м/сут. соответственно. Для сравнения: общий импорт газа в ЕС, включая поставки с терминалов регазификации СПГ, в 2022 г. составил 964 млн куб. м/сут.

Тем самым «Газпрому» достаточно действующих газотранспортных мощностей, чтобы обеспечить свыше половины потребностей ЕС в импорте газа. Поэтому сокращение экспорта в ЕС — ни что иное, как сознательное решение «Газпрома», которое, по всей видимости, было принято с целью взвинчивания цен, и в первые месяцы газового кризиса это принесло эффект. Если в III квартале 2021 г. цены на газ на ключевом в Европе хабе TTF составляли $606 за тыс. куб. м, то в I квартале 2022 г. они выросли до $1168 за тыс. куб. м, а в III квартале 2022 г. — до $2154 за тыс. куб. м. Однако затем цены пошли вниз: средняя цена газа на TTF в IV квартале 2022 г. снизилась до $1290 за тыс. куб. м, а в январе 2023 г. — до $723 за тыс. куб. м, согласно подсчетам Всемирного банка.

Адаптация к новой реальности

Такая динамика во многом отражает адаптацию европейского рынка к новой реальности, в которой «Газпром» больше не является крупнейшим в регионе поставщиком природного газа. Определяющую роль стал играть импорт СПГ: поставки газа с терминалов регазификации СПГ в трубопроводные системы стран-членов ЕС выросли с 216 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г. до 338 млн куб. м/сут. во II квартале и 341 млн куб. м/сут. в IV квартале 2022 г., а их доля в структуре газового импорта ЕС — с 22% до 32% и 39% соответственно. Трубопроводные поставки из Норвегии, Азербайджана, Великобритании и стран Северной Африки за тот же период выросли с 414 млн куб. м/сут. до 473 млн куб. м/сут. и 453 млн куб. м/сут. соответственно, а их доля — с 41% до 45% и 52%.

Соответственно, первоначальный всплеск цен был связан с шоком потребителей от резкого сокращения поставок «Газпрома», а также конкуренцией между Европой и Азией в сегменте СПГ, которую подхлестнуло торможение ввода новых «сжижающих» мощностей. Если в 2018 г. по всему миру было введено в строй 13 очередей по производству СПГ мощностью 45,6 млн т в год, а в 2019 г. — 10 очередей на 16,7 млн т в год, то в 2020 г. и 2021 гг. — 7 и 5 очередей мощностью 5,8 млн т в год и 11,9 млн т в год соответственно, согласно данным Global Energy Monitor. Чтобы обеспечить закачку газа в ПХГ, потребителям приходилось в большей, нежели обычно, степени опираться на импорт СПГ и при этом предлагать поставщикам все более выгодные ценовые условия. Поэтому пик роста цен пришелся на летние месяцы, когда шла интенсивная закачка газа в хранилища.

Однако в итоге Европа подошла к отопительному сезону более подготовленной, чем годом ранее: если к 1 ноября 2021 г. ПХГ в странах ЕС были заполнены на 77%, то к 1 ноября 2022 г. — на 95%. При этом страны ЕС прибегли к целенаправленной экономии газа: Совет ЕС в июле 2022 г. утвердил план, в соответствии с которым в период с 1 августа 2022 г. по 31 марта 2023 г. потребление газа в ЕС должно снизиться на 15% в сравнении со средним уровнем предшествующих пяти лет. Среди прочего, план подразумевает минимизацию потребления газа в электроэнергетике в пользу приоритетного использования возобновляемой и атомной энергии, и это сказывается на фактической генерации: выработка электроэнергии из газа в ЕС в ноябре 2022 г. снизилась на 24% в сравнении с аналогичным периодом предшествующего года, а в декабре и январе — на 9% и 33% соответственно, согласно данным аналитического центра Ember.

Сокращение спроса приводит к более медленному отбору газа из подземных хранилищ: если в период с 1 ноября 2021 г. по 1 февраля 2022 г. запасы газа в ПХГ стран ЕС снизились на 42,1 млрд куб. м, то за аналогичный период 2022–2023 гг. — на 24,4 млрд куб. м, согласно данным Gas Infrastructure Europe. Наряду с более тщательной подготовкой к сезону холодов это обеспечило сравнительно высокие запасы газа в хранилищах ближе к окончанию зимы: если 1 февраля 2022 г. ПХГ в странах ЕС были заполнены на 37%, то к 1 февраля 2023 г. — на 72%. Как результат, цены на газ на хабе TTF в феврале 2023 г. опустились ниже $600 за тыс. куб. м.

Несмотря на риск ценовых всплесков весной и летом 2023 г., т. е. в период заполнения подземных хранилищ, когда между потребителями в Европе и Азии вновь обострится конкуренция на возможность импорта СПГ, котировки газа на TTF все равно не вернутся к среднему уровню августа 2022 г. ($2508 за тыс. куб. м), и причина тому — упомянутое «привыкание» рынка к новой реальности, в которой «Газпром» больше не является крупнейшим для ЕС поставщиком.

Потери «Газпрома»

Газовая война обернулась потерями для «Газпрома». Это видно по динамике бюджетных поступлений по экспортной пошлине на газ, которые остались единственным индикатором экспортной выручки в условиях, когда «Газпром» перестал публиковать отчетность. Если в I квартале 2022 г. поступления по экспортной пошлине на газ выросли на 177% (на 335 млрд руб.) в сравнении с аналогичным периодом предшествующего года, а во II квартале — на 256% (на 468 млрд руб.), то в III квартале 2022 г. они увеличились лишь на 11% (на 33 млрд руб.), а в IV квартале — сократились на 71% (на 331 млрд руб.). Наконец, в январе 2023 г. поступления по экспортной пошлине на газ сократились на 50% (на 71 млрд руб.).

Как видно, высокие — по историческим меркам — цены на газ больше не перекрывают издержек от сокращения физических поставок в Европу. Проблема усугубляется невозможностью полной переориентации трубопроводного экспорта с Европы на Восток: газопровод «Сила Сибири», по которому газ поставляется в Китай, изолирован от Единой системы газоснабжения (ЕСГ), поэтому сырьем для него может служить лишь газ Чаяндинского месторождения Якутии и Ковыктинского месторождения Иркутской области. При этом мощность «Силы Сибири» на участке от «Чаянды» до границы с КНР составляет лишь 104 млн куб. м/сут., из-за чего даже в случае выхода этого газопровода на проектный уровень поставки в Китай будут в три с половиной раза ниже докризисного объема поставок в Европу. Нарастить поставки можно за счет строительства новых газотранспортных мощностей, в том числе газопровода «Сила Сибири-2» мощностью 137 млн куб. м/сут., по которому газ будет поставляться в Китай транзитом через Монголию.

Однако сооружение газопроводов в Китай не только потребует денег и времени, но и обернется новой проблемой — монопсонией, то есть зависимостью поставщика от единственного покупателя, который при отсутствии альтернатив сможет диктовать цену. Поэтому экспорт газа в Китай может быть менее прибыльным, чем поставки на европейский рынок, уход с которого и дальше будет чреват для «Газпрома» производственными и финансовыми потерями.

От «рынка продавца» к «рынку покупателя»

Предотвратить потери можно только за счет наращивания поставок в Европу, где российский газ может сыграть стабилизирующую роль. Как уже упоминалось выше, замещение трубопроводных поставок и РФ происходило не только за счет увеличения импорта СПГ, но и экономии газа в электроэнергетике, жилищном секторе и промышленности: по данным Еврокомиссии, спрос на газ в ЕС в период с августа 2022 г. по январь 2023 г. сократился на 19,3% в сравнении со средним уровнем предшествующих пяти лет. При этом цены на газ в ЕС оставались существенно выше североамериканского уровня: если в 2017–2021 гг. цена газа на TTF превосходила цену газа на ключевом для США хабе Henry Hub в среднем на $134 за тыс. куб. м, то в период с августа 2022 г. по январь 2023 г. эта разница составила $1 336 за тыс. куб. м.

Устойчиво низкие цены на американском рынке связаны с опережающим ростом предложения в сравнении со спросом: если добыча газа в США в период с 2010 по 2021 гг. выросла на 62% (на 359 млрд куб. м), то потребление — «лишь» на 28% (на 179 млрд куб. м), согласно данным Обзора мировой энергетики BP. Профицит на внутреннем рынке — в 2021 г. добыча газа в США превысила спрос на 13% — позволяет потребителям диктовать цены, которые лишь в экстренных случаях поднимаются до европейского уровня. Пример тому — скачок цен до более чем $1800 за тыс. куб. м, произошедший в декабре 2022 г. на хабах PG& E Citygate (Калифорния), Malin (штат Орегон) и Northwest Sumas (штат Вашингтон) на западе США из-за аномальных холодов и ремонтов на газопроводах, по которым газ транспортируется из Техаса в штаты на западном побережье.

Однако подобные скачки являются для США редкостью из-за избытка сырья на внутреннем рынке, который стал результатом сланцевой революции. Такую же роль для Европы может сыграть резкий рост доступности импорта, который отчасти связан с развитием инфраструктуры для «приема» СПГ и расширением сырьевой базы для трубопроводных поставок:

• По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. в ЕС в фазе строительства находилось 9 терминалов регазификации СПГ общей мощностью 88 млн куб. м/сут., а на предынвестиционной стадии — еще 31 терминал на 350 млн куб. м/сут., что эквивалентно 9% и 36% от общего импорта газа в ЕС в 2022 г.
• В январе 2023 г. итальянская ENI и ливийская National Oil Corporation подписали соглашение, предусматривающее освоение двух месторождений на шельфе Средиземного моря: промышленная добыча должна начаться в 2026 г., после выхода «на полку» ее объем составит 21 млн куб. м/сут., что эквивалентно 2% от прошлогоднего импорта газа в ЕС;
• Рост доступности сырья также может быть обеспечен за счет освоения турецкого сектора Черного моря, оценка запасов которого в конце 2022 г. была повышена до чуть более чем 0,7 трлн куб. м газа, что эквивалентно 50% запасов газа в Норвегии. Крупнейшим месторождением этого сектора является Сакарья, добыча на котором должна начаться в 2023 г.; объем добычи к 2027 г. составит 41 млн куб. м/сут., т. е. 4% от прошлогоднего импорта газа в ЕС. Правда, нельзя исключать, что за счет этого сырья Турция будет замещать импорт СПГ, объем которого в 2021 г. составил 38 млн куб. м/сут.

Однако, как и в случае с дополнительной инфраструктурой для трубопроводных поставок из России в Китай, эти проекты потребуют времени и капиталовложений, тогда как у России уже сегодня есть добывающие и газотранспортные мощности для резкого увеличения экспорта в ЕС.

Реструктуризация газовой отрасли

Правда, для полноценного возвращения в Европу нужна структурная перестройка газовой промышленности, которая сделает заведомо невозможными попытки манипулировать ценами за счет недопоставок сырья и при этом снизит имиджевые риски для европейских импортеров российского газа. Иными словами, нужна глубокая реформа отрасли, обеспечивающая рост конкуренции среди российских производителей, которым будет выгодно наращивать экспорт, а вовсе не удерживать поставки на аномально низком по историческим меркам уровне.

Первым шагом такой реформы должно стать создание нескольких операторов транспортировки газа, которым будут переданы в собственность газотранспортные активы Единой системы газоснабжения (ЕСГ), а также магистральные газопроводы «Сила Сибири», «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» и «Соболево — Петропавловск Камчатский». Компании-операторы должны быть защищены от поглощения со стороны компаний из смежных секторов газового рынка и при этом наделены обязательствами по ежесуточной публикации данных о загрузке магистральных газопроводов. Помимо этого, необходимо будет создать независимую диспетчерскую организацию, которая будет заниматься управлением потоками газа.

Вторым элементом реформы должна стать демонополизация сегмента газодобычи, и в первую очередь — создание отдельных компаний на основе дочерних газодобывающих обществ «Газпрома» (по принципу «одна „дочка“ — одна компания»). При этом новым компаниям должны быть переданы лицензии и основные фонды месторождений, которые сегодня зачастую находятся не в руках дочерних обществ, а «головного» «Газпрома». Наконец, на последнем этапе новые компании должны быть проданы на открытых аукционах независимым собственникам, на долю каждого из которых должно приходиться не более 3% газодобычи в России.

Третий элемент реформы — дерегулирование трубопроводного экспорта газа, правом на который должны обладать не только производители газа, созданные на основе газодобывающих «дочек» «Газпрома», но и нефтяные компании: по данным ЦДУ ТЭК, в 2021 г. на их долю приходилось 5% добычи природного газа в России (без учета попутного нефтяного газа). Полное дерегулирование экспорта сопряжено с риском демпинга, однако этот риск не идет ни в какое сравнение с потерей европейского рынка, к которому привела экспортная монополия «Газпрома». Вдобавок, полное дерегулирование облегчит имиджевую проблему российских поставок в Европу, обострившуюся за последний год.

Последним по списку, но не по значению элементом реформы является полное дерегулирование экспорта СПГ: любая компания-оператор мощностей по сжижению природного газа должна иметь право поставлять СПГ за рубеж. Среди прочего, это подтолкнет ввод новых крупнотоннажных СПГ-заводов, с которым не справлялся «Газпром».

Единственной крупнотоннажной площадкой компании является СПГ-завод в дальневосточном порту Пригородное, две очереди которого были почти полностью построены англо-голландской Shell, а также японскими Mitsui и Mitsubishi. «Газпром» «вошел» в этот проект уже в 2007 г., когда запланированный к производству СПГ был уже полностью законтрактован. При этом «Газпром» так и не реализовал проект строительства третьей очереди завода в порту Пригородное, который обсуждался еще на стадии сооружения двух первых очередей, а также проекты «Штокмановский СПГ», который должен был быть реализован на базе Штокмановского месторождения Баренцева моря, и «Владивосток СПГ», который переформатировался несколько раз, но так и остается на бумаге. В свою очередь, проект «Печора СПГ», который был заявлен в 2009 г. на базе Кумжинского и Коровинского месторождений Ненецкого автономного округа, не был реализован из-за отсутствия у его оператора (группы «Аллтек») лицензии на экспорт СПГ.

Дерегулирование экспорта СПГ облегчит для России выход на азиатский рынок, который в ближайшие годы будет оставаться локомотивом глобального спроса на газ. По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. мощность строящихся по всему миру газовых электростанций составляла 168,7 ГВт: из них 41% приходился на страны Восточной и Южной Азии, еще 41% — на страны Ближнего Востока и Северной Америки, богатые собственным сырьем, а остальные 18% — на все прочие страны и регионы мира, включая ЕС.

В целом, дерегулирование и демонополизация вдохнут новую жизнь в отрасль, которая сегодня теряет ключевой для себя экспортный рынок, а с ним — миллиарды долларов выручки. Россия тем самым в достаточно короткие сроки может не только вернуть статус крупнейшего поставщика газа в Европе, но и приблизиться к «Большой тройке» экспортеров СПГ — Австралии, Катару и США, снизив остроту «гонки цен» между Азией и Европой и обеспечив стабилизацию глобального газового рынка.

Кирилл Родионов, независимый эксперт