Oilcapital
Газовые рынки: в предвкушении трансформации
24 мая, 12:56
Сергей Капитонов / СКОЛКОВО
Газовые рынки: в предвкушении трансформации
Нынешний суперцикл цен на энергоносители может создать обманчивую иллюзию возможности реализации новых многомиллиардных классических газовых проектов

Весной 2021 г. на газовом рынке Европы сложилась ситуация, аналогов которой не наблюдалось c 2013 г., — летние фьючерсы на газ «пробили» психологическую отметку в $300/тыс. кубометров и вплотную подбираются к $350/тыс. кубометров. В отсутствие новых «черных коронавирусных лебедей» летний спрос на газ обещает быть высоким, а цены — крайне комфортными для большинства поставщиков.

Европа не стала исключением — цены на голубое топливо штурмуют многолетние сезонные максимумы и в Азии, и в США.

Сырьевой суперцикл

При этом если мы наблюдаем мощное постковидное восстановление, требующее новых объёмов энергии, и в США (ВВП за 1-й квартал вырос на 10,7%), и в Китае (рост ВВП в первом квартале достиг 18,3%), то в Европе таких темпов экономического восстановления не наблюдается (по предварительным данным Евростата, ВВП Евросоюза упал на 1,7% по сравнению с первым кварталом 2020 г.).

В Европе на ралли на газовом рынке активно влияют другие факторы.

Во-первых, ни у одного из поставщиков не наблюдается желания «залить» рынок Европы газом, тем самым снизив цены.

Так, поставки регазифицированного СПГ в ГТС Европы отстают от прошлогоднего уровня. За апрель в ГТС Европы было поставлено 9,8 млрд куб. м регазифицированного СПГ, что на 4% меньше, чем в апреле 2020 г.

Да, поставки из Норвегии первую половину апреля осуществлялись на зимних максимумах, однако, начиная со второй декады апреля, они начали снижаться.

«Газпром», традиционно «на полную» загружающий газопроводы «Северный поток» и «Ямал-Европа», в апреле бронировал ставшие уже практически традиционными 12-15 млн куб. м в сутки дополнительно к контрактным количествам на украинском коридоре, а вот поставки по «Турецкому потоку» для Европы снизились по сравнению с мартом почти на 9%. В конце апреля Оператор газотранспортной системы Украины (ОГСУ) провёл аукцион, на котором выставил на поставку в мае свыше 60 млн куб. м дополнительных суточных мощностей — «Газпром» этими мощностями не заинтересовался.

Во-вторых, мощный отбор газа из газохранилищ Европы прошедшей зимой и на фоне весенних холодов, создал значительный дополнительный летний спрос на газ со стороны подземных хранилищ.

Апрель ПХГ Европы закончили с уровнем заполненности ниже 30%, а чистая закачка оказалась отрицательной. Безусловно, такая ситуация будет разгонять летний спрос на газ. В прошлом году на 30 апреля в ПХГ Европы находилось на 35 млрд куб. м больше газа, чем в этом году. Для достижения прошлогоднего пика заполнения ПХГ, зафиксированного 11 октября прошлого года, Европе предстоит в летний сезон закачать свыше 70 млрд куб. м газа в свои хранилища.

В-третьих, важнейшим фундаментальным драйвером роста потребления газа в Европе являются исторические рекордные цены на выбросы СО2. В рамках европейской системы торговли квотами на выбросы стоимость фьючерсов на выбросы тонны СО2 уже превысила €50 за тонну.

Такие цены на углерод ускоряют переход с угольной генерации на альтернативные источники энергии, в том числе на газ, и, соответственно, разгоняют спрос на газ.

В частности, в Германии, на главном российском экспортном рынке, уже в 2020 г. доля электроэнергии, произведённой на угольных электростанциях, упала до 25% с 30% годом ранее. До 14% (на 2 процентных пункта) подросла доля газа в электромиксе, но это всё равно в два с половиной раза меньше, чем было произведено мощностями ветряной и солнечной энергетики (не включая другие возобновляемые источники энергии).

Фокус на будущее

Нынешний суперцикл цен на энергоносители может создать обманчивую иллюзию возможности реализации новых многомиллиардных классических газовых проектов, нацеленных в том числе и на европейский рынок. На самом деле время проектов по образцу австралийских заводов СПГ, стоимость некоторых из которых превышала $50 млрд, давно прошло.

Окупить проекты со схожей сметой, которые будут введены, допустим, через 5-10 лет, уже не будет возможно.

Однако это вовсе не отменяет необходимости вариативного подхода и трансформации классических газовых инфраструктурных проектов в новые, отвечающие критериям устойчивого развития и декарбонизации.

С экономической точки зрения, безусловно, СПГ предоставит России необходимую диверсификацию, а следовательно, гарантии сбыта своего газа после 2030 г., когда в Европе начнёт набирать силу тренд энергоперехода и декарбонизации, и появляется существенный риск непродления текущих долгосрочных контрактов. При этом экспорт трубопроводного газа в целом обходится поставщику дешевле, проекты с определёнными исключениями могут окупаться быстрее, поэтому сохранение существующей клиентской базы в Европе, в том числе за счёт трансформации поставок энергоносителей (переход на метано-водородные смеси и водород), должно оставаться в приоритете.

Исходя из текущей политической дискуссии ЕС будет готов покупать газ и после 2030 г., но речь будет идти только о декарбонизированном газе. В методы декарбонизации газа, конечно, входят и установки по хранению и улавливанию СО2, но и остальные методы сокращения углеродного следа, которые, вероятно, сделают стандартными требованиями, как уровень эмиссии метана и т. д. Не стоит исключать и возможность компенсации углеродного следа, используя различные механизмы офсетов (как инвестиции в лесоразведение), но только при условии полной прозрачности и подотчётности таких схем.

В европейском понимании газовая отрасль вполне может встать на климатический трек развития. В Европе существует множество проектов по подмешиванию в ГТС водорода, поставок водорода домохозяйствам и т. д. Сегодня дело дошло и до сектора электрогенерации.

В апреле норвежская компания Equinor и британская энергетическая компания SSE Thermal подписали соглашение о сотрудничестве по строительству в Великобритании газовой электростанции Keadby 3, оснащённой оборудованием по улавливанию и хранению CO2 (CCS), а также первой в мире электростанции, работающей на чистом водороде — Keadby Hydrogen.

Мощность электростанции Keadby 3 составит 900 МВт, а её установка CCS будет улавливать по 1,5 млн т СО2 в год. «Захваченные» объёмы СО2 будут транспортироваться для последующего захоронения в южной части Северного моря. Согласно планам компаний, электростанция будет введена в эксплуатацию в 2027 г.

Водородная электростанция Keadby Hydrogen станет первой в мире 100-процентной водородной электростанцией. Её пиковая мощность составит 1800 МВт. Электростанция обеспечит треть спроса на водород от национальной цели по производству 5 ГВт водорода к 2030 г.

В связи с вводящимися в Евросоюзе механизмами таксономии — комплексной системы финансовой поддержки проектов в области устойчивого развития — стоит ожидать роста числа проектов, аналогичных британскому, и в странах ЕС.

Согласно текущей версии законопроекта ЕС по регулированию электростанций и газотранспортных систем, лимит на электростанции, которые соответствуют условиям устойчивого финансирования, составит 100 г СО2 на 1 кВтч произведённой электроэнергии. Сегодня лучшие энергоблоки комбинированного цикла соответствуют лимиту 200 г СО2 на 1 кВтч, а в целом находятся в диапазоне 300-350 г СО2 на 1 кВтч.

На сегодняшний день, согласно базе данных Global CCS Institute, в мире не существует работающих коммерческих проектов по улавливанию CO2 на объектах газовой генерации. При этом существует целый ряд пилотных и демонстрационных проектов в США и других регионах мира.

Российский подход

Из российских газовых компаний НОВАТЭК уже подтвердил готовность работать над проектами по улавливанию и хранению СО2 на ресурсной базе «Ямал СПГ» — Южно-Тамбейском месторождении и базовом для завода «Арктик СПГ 2» Утреннем месторождении. Ресурсная база Верхнетиутейского и Западно-Сеяхинского месторождений по замыслу компании может быть в том числе направлена на проект по производству «голубого» аммиака в районе Саббеты.

«Газпром» предложил Германии построить завод по производству водорода в районе Грайфсвальда — точки выхода системы газопроводов «Северного потока» на побережье Германии. По замыслу российского концерна, водород в Германии может производиться из российского природного газа по технологии пиролиза метана, в том числе с помощью мощностей альтернативной энергетики.

Важно, чтобы заявления российских компаний шли вместе с конкретными, пусть и пилотными, шагами по созданию собственных технологических цепочек и производственных площадок.

Сегодня мы видим, что целый ряд богатых ресурсами стран проводит курс на создание проектов, которые соответствуют духу декарбонизированного мира. Это и Саудовская Аравия с проектами по поставкам «голубого» аммиака и строительству мега-кластера по производству «зелёного» водорода на мощностях солнечной генерации, и ОАЭ со своими инициативами в области «зелёного» и «голубого» водорода. Даже такие страны, как Бразилия и Чили, включились в глобальную водородную гонку. Не говоря уже о странах Европы, где счёт таких проектов идёт на многие десятки.

Для России важно в дальнейшем развитии своей газовой экспортной стратегии действовать не только тактически — у страны это прекрасно получается, объёмы экспорта идут рекордные. Важна и эффективная реализация стратегических целей, которые позволят стране не потерять свои созданные за десятилетия позиции на главном и крупнейшем европейском рынке сбыта.

Сергей Капитонов, аналитик по газу Центра энергетики Московской школы управления Сколково