Чем и когда ЕС хочет заменить газ из России

Евросоюз (ЕС) останется существенной частью формирующегося глобального газового рынка, но его роль как значимого покупателя энергоресурсов постепенно снижается. Такие выводы содержатся в аналитическом докладе «Инфотэк-терминала», с которым ознакомились «Ведомости». Авторы отмечают, что под давлением экономических факторов в ЕС спрос на газ падает и сам этот фактор «ставит под вопрос» перспективы поставок из России.

Но действия Брюсселя, отмечается в исследовании, носят противоречивый характер. С одной стороны, декларируется отказ от ископаемого топлива, а с другой – есть план до 2030 г. избавиться от большей части угольных ТЭС, заменив их газовыми. На фоне сокращения собственной добычи в ЕС это будет означать необходимость резкого наращивания газового импорта, обращают внимание эксперты.

Ситуация осложняется геополитическим фактором и планами Брюсселя к 2030 г. полностью отказаться от энергоресурсов из РФ в рамках стратегии REPowerEU. Этот план стал ответом на СВО России на Украине. Он предусматривает, что с 10 августа 2022 г. ЕС полностью прекратит импорт угля из РФ, с конца 2022 г. – импорт нефти, а к началу 2023 г. в 3 раза сократит закупку российского газа.

В начале марта 2022 г. Международное энергетическое агентство (МЭА) представило план из 10 шагов для сокращения зависимости ЕС от российского газа не менее чем на 50 млрд куб. м в год. Позднее этот план лег в основу REPowerEU. Среди мер отказ от долгосрочных контрактов на поставки российского газа и замена его топливом от «альтернативных поставщиков», ускоренное заполнение подземных газовых хранилищ (ПХГ), форсирование развития возобновляемых источников энергии, повышение энергоэффективности производств и даже снижение температуры отопления зданий на 1 градус Цельсия.

Надежда на СПГ

По данным МЭА, в 2021 г. ЕС импортировал около 388 млрд куб. м газа. При этом на конец года Европа (включая Турцию) обладала регазификационной инфраструктурой (терминалы для приема сжиженного газа – СПГ-терминалы) для приема 253,6 млрд куб. м в год, обращают внимание авторы исследования. Но загруженность терминалов ЕС в 2021 г. составила лишь 41%.

Общий мировой импорт СПГ в 2021 г., согласно отчету Международной группы импортеров СПГ (GIIGNL), увеличился на 4,5% до 513,7 млрд куб. м (или 372,3 млн т). В исследовании отмечено, что на СПГ в 2021 г. приходилось уже около 40% от мирового газового рынка, остальное – на газопроводы. Около 73% (375 млрд куб. м, или 271,8 млн т) СПГ в 2021 г. импортировали страны Азии. Кроме того, лишь 36,6% от мирового объема СПГ продавалось на спотовом рынке, остальное – по долгосрочным контрактам.

Несмотря на наличие регазификационных мощностей, европейский рынок проигрывает азиатскому с точки зрения возможности привлечения дополнительных объемов, говорится в исследовании. Во-первых, азиатский рынок долгое время был (и остается) премиальным по отношению к европейскому, т. е. газ там можно продать дороже. Эта тенденция сохранилась и во время восстановления мировой экономики после пандемии коронавируса 2020 г. Во-вторых, ЕС взял стратегический курс на отказ от долгосрочных контактов. Но сегодня не только поставки по трубе, но и отгрузки СПГ все чаще ведутся в рамках долгосрочных контрактов, их доля растет, указывают авторы исследования.

Газовый рынок ЕС долгое время остается дефицитным. С 1993 по 2020 г. этот дефицит увеличился с 151,4 млрд до 342,9 млрд куб. м в год. В 2019 г. добыча газа в ЕС сократилась на 10,8%, а в 2020 г. – уже на 25,5%. По итогам 2020 г. ЕС удалось стабилизировать потребление газа на уровне немногим менее 400 млрд куб. м, но из-за начавшегося стремительного падения добычи резко возросла доля импорта. Именно поэтому в 2020 г. нетто-импорт газа ЕС составил немногим менее 350 млрд куб. м.

Как отмечают авторы исследования, биржевой принцип ценообразования на газ был оформлен в период, когда Европа рассматривалась как рынок покупателя. Привязка долгосрочных контрактов к спотовым котировкам должна была усилить конкуренцию между производителями и привести к формированию выгодных ценовых предложений. Но в условиях дефицита схема дает сбой и провоцирует резкий рост средней стоимости газа для потребителей, что и произошло в ЕС в 2021–2022 гг. По данным Евростата, в 2021 г. зависимость ЕС от импорта газа доходила до 83% при снижении добычи на 7,6% к уровню 2020 г.

По данным биржи ICE, рекордный рост котировок на газовом хабе TTF в Нидерландах был зафиксирован 7 марта 2022 г., когда торги закрылись на отметке около $2400 за 1000 куб. м, а в течение дня котировки пробивали $4000 за 1000 куб. м.

В 2022 г. мировые мощности по производству СПГ увеличатся примерно на 43 млрд куб. м. Но речь идет не о новых объемах, а об уже работающих заводах, которые снижали производство в 2020–2021 гг. на фоне низкого спроса, отмечают авторы обзора.

Сейчас новые мощности имеются лишь у США: шестая производственная линия в проливе Сабин была введена в эксплуатацию в феврале 2022 г. (СПГ-завод Sabine Pass LNG мощностью 30 млн т в год). На вторую половину 2022 г. на шельфе Мозамбика запланирован запуск плавучего СПГ-проекта «Корал-Сул» мощностью 3,4 млн т в год на основе месторождений бассейна Ровума. Строительство платформы «Корал-Сул» водоизмещением 220 000 т было завершено 4 марта.

Впрочем, запасы газа в США составляют 6,3% от общемировых, они выработаны более чем на 76% и темп отбора начальных извлекаемых запасов равен 1,7% в год, говорится в исследовании «Инфотэк-терминала». Для поздней стадии разработки это очень высокий темп отбора. Вряд ли США смогут существенно увеличить добычу газа, и запасов им может хватить на 14 лет, подчеркивают авторы исследования. Стоит, однако, учесть роль попутного газа, производство которого связано с добычей сланцевой нефти.

Чем заменят замороженный «Северный поток – 2»

С февраля резко активизировалось обсуждение проектов возможного замещения российского газа в Европе. Речь идет как о попытках радикально нарастить поставки по традиционным для ЕС направлениям импорта, так и о совершенно новых источниках газа.

Ситуация гораздо сложнее для стран с большим потреблением газа и исторически высокой зависимостью от российских поставок. К примеру, Финляндии, закупавшей у «Газпрома» несколько более 1 млрд куб. м в год, явно проще отказаться от нашего газа, чем крупным экономикам вроде Германии и Италии, куда Россия поставляла десятки миллиардов кубометров ежегодно.

Сейчас трубопроводный газ поступает в ЕС из России, Норвегии, Азербайджана (через Турцию по Трансадриатическому газопроводу), а также из Алжира и Ливии (по газопроводу Магриб – Европа).

Россия в 2021–2022 гг. так и не смогла запустить в работу «Северный поток – 2» (СП-2) – крупнейший экспортный газопровод стоимостью около 9,5 млрд евро, который с большим трудом из-за противодействия США и их союзников реализовывала с 2017 г. К сентябрю 2021 г. укладка обеих ниток СП-2 суммарной мощностью 55 млрд куб. м в год была завершена. Но поставки по нему так и не начались из-за бюрократических согласований, а в феврале 2022 г. после начала СВО стало ясно, что проект заморожен на неопределенный срок или даже навсегда.

Норвегия является вторым после России поставщиком трубопроводного газа. 1 октября 2022 г. планируется ввести в эксплуатацию газопровод Baltic Pipe на 10 млрд куб. м в год, по которому топливо будет поступать в Польшу. Варшава неоднократно подчеркивала, что эти объемы способны полностью заменить газ, поступающий по трубе Ямал – Европа в рамках «ямальского контракта» с «Газпромом» (истекает в конце 2022 г.).

С 2023 г. объемы поставок по Baltic Pipe могут составить 6,4 млрд куб. м в год, но также планировалось, что в случае запуска месторождения Тайра часть трубы будет заполнена датским газом, обратила внимание аналитик Vygon Consulting Евгения Попова. После отказа Дании от российского топлива эти объемы могут пойти на покрытие собственных нужд страны, полагает Попова. По ее словам, запуск Baltic Pipe скорее «станет логистическим маршрутом для внутриевропейского перераспределения газа, а не коридором, обеспечивающим значительный прирост поставок». Попова добавила, что при нехватке дополнительных объемов топлива запуск газопровода может привести к усилению конкуренции на газовом рынке ЕС.

Но Европа может и нарастить добычу, считает старший аналитик Альфа-банка Никита Блохин. В 2022 г. в Норвегии ожидается рост добычи на месторождениях Узеберг и Хейдрун (более 1,6 млрд куб. м), возможно увеличение на ключевом месторождении Тролль, говорит он. Это позволит Норвегии уже в 2022 г. поднять поставки в ЕС на 15 млрд куб. м, заключает Блохин.

Пиренейский газовый хаб

Обострение геополитической ситуации также вернуло в повестку дня вопрос строительства газопровода-интерконнектора Midcat (мощность – 7,5 млрд куб. м, проект заморожен с 2019 г.) из испанской Каталонии во Францию. Испанская газета La Vanguardia со ссылкой на источник в правительстве сообщала, что вопрос поднимался на уровне НАТО. По информации издания, речь идет о газопроводе, по которому в Центральную Европу будет поступать газ из Алжира, а также полученный из СПГ – регазифицированный на терминалах Испании и Португалии. По данным GIIGNL, совокупная мощность СПГ-терминалов этих стран – 68,5 млрд куб. м в год (60,8 млрд куб. м в Испании, 7,7 млрд куб. м в Португалии).

В 2021 г. Испания заняла, по данным GIIGNL, 1-е место в Европе по реэкспорту СПГ в ЕС – 1 млн т (1,38 млрд куб. м). Совокупный объем реэкспорта СПГ внутри ЕС в 2021 г. составил 3,5 млн т (около 4,83 млрд куб. м). При этом Испания за вычетом реэкспорта ввезла 13,8 млн т (19 млрд куб. м) сжиженного газа. Но в 2021 г. страна задействовала лишь около 35% своих СПГ-мощностей.

А в конце мая испанская газета El País со ссылкой на источники сообщала, что ЕК изучает проект газопровода от Барселоны до итальянского Ливорно мощностью 30 млрд куб. м газа в год. Проект оценивается в 2,5–3 млрд евро, строительство займет 1–2 года. Газопровод мог бы заместить российский трубопроводный газ, поступающий в Италию. По данным ФТС России, «Газпром» в 2021 г. поставил в Италию 18,4 млрд куб. м, страна занимает 3-е место по поставкам российского газа в Европу после Германии (50,7 млрд куб. м) и Турции (30,1 млрд куб. м).

Германия ставит на регазификацию

По данным промышленной группы BDEW, внутреннее потребление газа в ФРГ составило в 2021 г. около 100 млрд куб. м, при этом страна в общей сложности импортирует 140–142 млрд куб. м газа в год. По оценке МЭА, Германия забирает около 40% от всего импорта газа ЕС. В 2021 г. минэкономики Германии оценивало зависимость страны от российского газа в 55%.

Для снижения этой зависимости в начале мая 2022 г. ФРГ подписала контракты на фрахтование четырех плавучих СПГ-терминалов, сообщало Bloomberg. По информации агентства, судоходные компании Hoegh и Dynagas предоставят по два терминала, которые вместе способны перерабатывать не менее 20 млрд куб. м газа в год. Власти ФРГ уже сократили долю российского газа в импорте примерно до 35%, а к лету 2024 г. Берлин планирует уменьшить эту цифру еще на 10 п. п.

Также Германия планирует на горизонте до 2025 г. ввести в эксплуатацию СПГ-терминалы German LNG Terminal в Брунсбюттеле (мощность – 8 млрд куб. м) и LNG Stade в Штаде (5–8 млрд куб. м в год, запуск запланирован на 2023 г.). Также ранее планировалось запустить регазификационные терминалы LNG Terminal Wilhelmshaven и Rostock LNG мощностью 10 млрд куб. м и 300 000 т в год соответственно, но проекты были заморожены. В 2021 г. владеющая LNG Terminal Wilhelmshaven компания Uniper сообщила о возрождении проекта в виде терминала по импорту аммиака, поставки должны были идти с Обского ГХК «Новатэка».

От Кавказа до Магриба

Воспользоваться планами ЕС по диверсификации планируют и страны Кавказа, Ближнего Востока и Северной Африки, часть из них уже являются поставщиками газа в ЕС и Турцию. 2 июня врио президента азербайджанской госкомпании SOCAR Ровшан Наджаф сообщал, что у страны есть потенциальные возможности для наращивания экспорта газа в ЕС по Южному газовому коридору (ЮГК). Он включает газопровод Баку – Тбилиси – Эрзурум, Трансанатолийский газопровод (TANAP) и TAP. Наджаф признавал, что для этого потребуется увеличение пропускной способности ЮГК. Поставки в Турцию идут через Грузию по TANAP проектной мощностью 16 млрд куб. м в год, в ЕС – по TAP мощностью 10 млрд куб. м.

Попова полагает, что на горизонте до 2030 г. с учетом заявленных планов по расширению ЮГК (TANAP – до 30 млрд куб. м, TAP – до 20 млрд куб. м) в реалистичном сценарии и при условии полной загрузки увеличение трубопроводных поставок может составить 17 млрд куб. м газа в год, в оптимистичном – 20 млрд куб. м. Аналитик по газу Центра энергетики МШУ «Сколково» Сергей Капитонов добавляет, что Северная Африка не сможет обеспечить ЕС дополнительный газ как минимум до начала или середины 2030-х гг., т. е. до начала освоения запасов сланцевого газа в Алжире. По его словам, за последние 15 лет Алжир нарастил потребление газа почти в 2 раза на фоне роста населения и потребностей экономики. Сейчас внутреннее потребление газа в Алжире – менее 50 млрд куб. м в год, но к началу 2030-х гг. оно вырастет до 70 млрд куб. м, говорит Капитонов. Ожидается, что добыча газа в стране будет стагнировать как минимум до начала следующего десятилетия. «В любом случае дополнительные объемы из Алжира могут попасть на мировой рынок только после значительных инвестиций в добычу газа. Заинтересованные европейские компании могут заняться такими проектами», – отмечает эксперт.

Алжир в краткосрочной перспективе может нарастить поставки, только снизив объемы экспорта СПГ либо перераспределив потоки между Испанией и Италией, полагает заместитель генерального директора Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач. В апреле 2022 г. Италия и Алжир заключили контракт на поставку дополнительно 9 млрд куб. м газа в год. «В ближайшей перспективе очевидна борьба Италии и Испании за трубопроводный алжирский газ», – предполагает Попова.

Она также напоминает, что на фоне геополитической напряженности между Алжиром и Марокко в 2021 г. был остановлен газопровод Магриб – Европа, поставлявший газ в Испанию. «С начала 2022 г. газ поставляется только по газопроводу Medgaz (проектная мощность – 10 млрд куб. м). Пропускная способность Medgaz в 4 раза ниже пропускной способности газопровода Магриб – Европа.

Сахара, Египет и прочие инвестиции

Попова также обратила внимание, что перспективным для региона является Транссахарский газопровод (проектная мощность – 30 млрд куб. м), но его постройка до 2030 г. маловероятна. Более вероятно, по ее мнению, расширение алжирских СПГ-мощностей, но это требует больших инвестиций в ресурсную базу и инфраструктуру. Капитонов, говоря о Ливии, отмечает, что при наличии инвестиций к концу 2020-х гг. страна сможет нарастить добычу газа с текущих менее 15 млрд куб. м до 20 млрд куб. м. «Но эти объемы не окажут значительного влияния на баланс европейского рынка в силу своей ограниченности», – подчеркивает он.

Египет за счет запуска нескольких проектов на шельфе смог в последние два года перезапустить два СПГ-завода, но потенциал роста поставок с них ограничен мощностями, считает Гривач. «В прошлом году они работали на 54% и отгрузили на экспорт 6,6 млн т. Соответственно, могут увеличить поставки максимум на 5,6 млн т (менее 8 млрд куб. м при полной загрузке)», – отмечает эксперт.

Блохин также напомнил о возобновившейся в марте разведке на шельфе Израиля. Но это не гарантирует роста поставок ближневосточного газа в ЕС через Египет, считает он.

С одной трубы на другую

В рамках REPowerEU ЕС до конца 2022 г. может заместить около 20–30% российского газа, предполагает эксперт по фондовому рынку «БКС мир инвестиций» Игорь Галактионов. По его оценке, это можно сделать только за счет расширения доли СПГ в импорте и корректировки трубопроводных поставок из Норвегии, Алжира и Азербайджана. Но в таком случает задача заполнить ПХГ на 90% к началу отопительного сезона 2022/23 г. будет уже невыполнимой, считает он. «Кроме того, такой отказ предполагает сохранение цен на газ вблизи $1000 за 1000 куб. м, зимой эта цифра может вырасти, а это очень тяжелое бремя для промышленности и потребителей», – отметил Галактионов.

В ближайшее время единственной трубопроводной альтернативой для Европы могут быть резервные мощности Норвегии и Азербайджана, отмечает Блохин. Другие маршруты все еще требуют значительных инвестиций. Баку, несмотря на высокую загруженность транспортных мощностей, сможет прибавить 2–3 млрд куб. м экспорта в ЕС в 2022 г., полагает эксперт. Но дальнейший рост поставок в ЕС предполагает расширение ТАР, что требует времени, средств и готовности европейских партнеров гарантировать спрос долгосрочными контрактами, отмечает эксперт. Общий рост поставок трубопроводного газа в ЕС по итогам года вряд ли превысит 20 млрд куб. м, считает Блохин.

В условиях продолжающегося мирового энергетического кризиса поиск альтернативы поставкам газа из России упирается не только в наличие инфраструктуры, но и в объективно существующую нехватку предложения, подчеркивают авторы исследования. С точки зрения инфраструктуры ЕС не может рассчитывать на рост альтернативных трубопроводных поставок, но теоретически он имеет возможность заместить порядка 70 млрд куб. м российского газа с помощью СПГ. Но на рынке нет таких объемов, считают авторы исследования, а новые поставки преимущественно ориентируются на растущие рынки Азии (преимущественно – Китая).

Единственное средство, с помощью которого Евросоюз мог бы рассчитывать на переманивание грузов СПГ с азиатского направления, – это ценовая война, которая, по сути, началась в 2022 г. Но учитывая роль биржевого ценообразования в странах АТР и в ЕС, именно Европа окажется проигравшей, так как средняя цена газа в этом регионе будет стабильно выше, резюмируют авторы исследования.