Перестройка газового рынка Европы: интересы стран-импортеров и компаний-экспортеров

Со второй половины 2021 г. на европейском рынке был резко нарушен баланс спроса на природный газ и его предложения, что привело к существенному росту цен. В 2022 г. экзогенный шок в виде геополитического кризиса на Украине и вокруг Украины, санкции Евросоюза в отношении России и российских компаний и контрсанкции окончательно разрушили энергетический рынок Европы и привели к острейшему кризису. Два последних года рынок газа в регионе претерпевает глубокую и болезненную трансформацию. Определяющее влияние на нее оказывают политические цели Еврокомиссии и правительств европейских стран, являющихся крупнейшими потребителями этого топлива и сырья. Ими эксплицитно сформулированы две главные цели: во-первых, добиться в короткие сроки максимально возможного сокращения потребления природного газа, что полностью укладывается в идеологему “зеленого” энергетического перехода; во-вторых, заменить российский газ импортом из альтернативных источников. Обе цели реализуются с учетом ограничений, задаваемых реальным раскладом интересов и возможностей в мировой газовой промышленности, а также динамикой общего экономического развития европейских стран. Однако энергетическая безопасность объявлена высшим приоритетом, поэтому действующие в рамках неэкономической логики страны ЕС готовы и/или вынуждены нести существенные издержки. По неполным оценкам, для купирования энергетического кризиса и перестройки энергетических рынков страны ЕС и Великобритания в сентябре 2021 январе 2023 г. выделили бюджетные и финансовые ресурсы в размере 750 млрд евро, или около 4% их совокупного ВВП. Германии заявленные чрезвычайные меры поддержки обойдутся в 7.4% ВВП, Италии – 5.2%, Великобритании – 3.8%, Франции – 3.7% и Испании – 3.4% (рис. 1).

СЦЕНАРНЫЕ ПРОГНОЗЫ СПРОСА НА ГАЗ В ЕС

Перспективы спроса на газ в странах Евросоюза критически зависят от скорости энергетического перехода. За последние пять лет Еврокомиссия разработала и приняла ряд директивных документов, нацеливающих государства-члены в том числе на ускоренное снижение потребления газа. Среди этих документов – Закон ЕС о климате (июнь 2021 г.), “Готовность 55” (июль 2021 г.), Директива по возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) (июль 2021 г.). Под влиянием экзогенного политического шока Евросоюз принял решение форсировать отказ от газа в кратчайшие сроки, что нашло отражение в программе “РеЭлектрификацияЕС” (REPowerEU, май 2022 г.). В табл. 1 обобщены целевые установки из этих документов по потреблению газа в 2030 г. В ней также представлены сценарные прогнозы спроса на газ в ЕС, подготовленные в 2022 г. Международным энергетическим агентством (МЭА) и Европейской сетью операторов газотранспортных систем (10-летние планы развития сетей – TYNDP) до газового кризиса 2022 г. В 2022 г. спрос на газ в ЕС сократился до 357 млрд м3, что на 13% ниже уровня 2021 г. Импорт из России снизился со 167 млрд до 81–85 млрд м3. Если в 2021 г. отношение импорта российского газа к совокупному газопотреблению ЕС составляло 40.5%, то в 2022 г. этот показатель понизился до 23–24%.

К 2030 г. спрос на газ в ЕС, по разным прогнозам, сократится относительно уровня 2022 г. на 17–162 млрд м3, до 196–340 млрд м3. В свете набирающих силу тенденций прогноз TYNDP 2022 “Национальные тренды” имеет мало шансов на реализацию. Если отсечь радикальные сценарии МЭА “чистый ноль” (NZE) и REPowerEU с учетом всех принятых решений по “зеленой” экономике, то спрос на газ в странах Евросоюза в 2030 г. окажется в вилке 242–340 млрд м3, то есть сократится относительно 2022 г. на 17– 115 млрд м3. Распределение этого сокращения по годам зависит от скорости ввода замещающих газовую генерацию мощностей в ветровой и солнечной энергетике, а также динамики импорта природного газа.

РАЗВОРОТ НА ИМПОРТ СПГ

В 2022 г. страны ЕС начали форсированно замещать поставки трубопроводного газа из России импортом СПГ. По оценкам, по сравнению с предшествующим годом в 2022 г. они увеличили закупки СПГ на 50 млрд м3, до 130 млрд м3. В результате доля СПГ в совокупном импорте газа ЕС возросла с 23 до 39%. Бо́льшая часть закупок осуществляется по спотовым контрактам. США являются крупнейшим поставщиком СПГ в европейский регион (ЕС+Великобритания) с 2021 г., их доля в его совокупном европейском импорте возросла до 42% в 2022 г. по сравнению с 28% годом ранее. По приблизительным оценкам, за первые неполных четыре месяца 2023 г. совокупный импорт газа ЕС снизился относительно аналогичного периода 2022 г. на 26 млрд м3 почти исключительно за счет сокращения импорта трубопроводного газа из РФ (табл. 2).

Импорт СПГ при этом вырос всего на 1 млрд м3. Сокращение закупок российского трубопроводного газа за 2023 г. в целом может составить 41–50 млрд м3. По прогнозу Института экономики энергетики и финансового анализа (IEEFA), в 2023 г. ЕС необходимо увеличить импорт СПГ на 33 млрд м3. Соответственно, с учетом того, что незначительные увеличения экспорта трубопроводного газа из Азербайджана, Норвегии и Северной Африки во второй половине 2023 г., а также рост производства биометана компенсируют ожидаемое снижение газодобычи в Евросоюзе, потребление газа в ЕС может остаться на уровне 2022 г. только при соблюдении двух условий: 1) наличии достаточных мощностей по регазификации; 2) увеличении импорта СПГ. До весны 2022 г. мощности по регазификации СПГ в Европе составляли 211 млрд м3. По оценкам консалтинговой компании Timera Energy, Европа к 2030 г. построит новые мощности на 123 млрд м3, причем решение по 100 млрд м3 принято после февраля 2022 г. На момент завершения настоящей статьи страны Евросоюза создали или приступили к строительству мощностей по регазификации СПГ общим объемом 80.5 млрд м3, из которых 30 млрд м3 может быть введено в эксплуатацию до конца 2023 г. Особенно масштабные проекты реализует Германия, которая в октябре 2022 г. приняла специальный Закон об ускорении перехода к использованию СПГ. ФРГ занимается оборудованием шести плавучих регазификационных установок (floating storage and regasification unit, FSRU) и трех наземных терминалов по регазификации, что к 2027 г. позволит принимать более 40 млрд м3 СПГ. Италия и Греция оборудуют по два FSRU, Нидерланды и Франция – по одному. Далеко не все заявленные мощности будут построены. На текущий момент рыночные игроки зарезервировали только часть введенных и строящихся мощностей. Несомненно одно: Европа сделала решительный разворот в пользу импорта СПГ. Помимо прочего, это позволит развить и углубить рынок природного газа за счет контрактов на продажу и перепродажи контрактов на импорт, поставки, хранение и реэкспорт газа. В 2023 г. в мире ожидается ввод в эксплуатацию только 5.8 млн т новых мощностей по сжижению природного газа: Индонезия – 3.8 млн т, Республика Конго – 0.6 млн и Мексика (газ поставляется из США по трубопроводу) – 1.4 млн т. Планы на 2024 г. – 9.1 млн т: Мавритания/Сенегал – 2.5 млн и Россия – 6.6 млн т.

Евросоюз пытается найти любые возможности наращивания импорта СПГ, в том числе из Средиземноморья и Африки, а также в виде реэкспорта через Турцию. В январе 2023 г. государственная компания Болгарии Bulgargaz подписала 13-летнее соглашение с турецкой BOTAŞ, по которому получила доступ к пяти турецким терминалам по сжижению газа и сети газопроводов. Соглашение позволит Болгарии ежегодно покупать 1.5 млрд м3 газа через турецкую инфраструктуру. При наличии спроса поставки через Турцию могут быть увеличены. В апреле 2023 г. начались первые поставки СПГ американской Cheniere Energy Inc. в Турцию в интересах болгарских покупателей. Совокупные мощности четырех турецких регазификационных терминалов (около 22 млн т в год) использовались в 2022 г. менее чем на 50%. В принципе, турецкий газовый реэкспорт в Болгарию и другие страны ЕС может быть увеличен без дополнительных капиталовложений за счет повышения загрузки мощностей. И Болгария, и Турция реализуют планы по значительному расширению мощностей газохранилищ, что повышает значимость связки двух стран для входа газа на рынок Европы. Египет располагает двумя терминалами по сжижению газа совокупной мощностью 12 млн т в год, которые получают сырье с месторождения Зохр и из Израиля. В 2022 г. Египет экспортировал около 8 млн т СПГ, из них более половины – в ЕС и Великобританию. При достижении соглашения с Израилем на получение дополнительного газа с 2025 г. Египет может начать экспортировать около 11 млн т. Экспорт из Египта примерно поровну осуществляется по долгосрочным контрактам и на условиях спотовых сделок. В конце 2022 г. первый газ в Европу был поставлен с плавучего завода Eni Coral Sul LNG в Мозамбике мощностью 3.4 млн т в год. Весь объем закупает BP в рамках долгосрочного контракта. Очевидно, что намеченных дополнительных объемов СПГ недостаточно для поддержания баланса между спросом и предложением газа в ЕС в 2023 г. на уровне 2022 г. Поэтому в текущем году следует ожидать масштабного перераспределения глобальных потоков газа в пользу Европы c других региональных рынков, как это уже наблюдалось в 2022 г. США, например, нарастили общий экспорт СПГ только на 8 млрд м3, в то время как его американские поставки в Европу возросли на 28 млрд м3. В 2023 г. экспорт СПГ из США увеличится, согласно прогнозам, на 18 млрд м3 (рис. 2), причем пока подавляющая часть этого объема законтрактована странами АТР, в первую очередь Китаем.

РИСКИ ВЫСОКИХ ЦЕН И ОСТРОЙ ГЛОБАЛЬНОЙ КОНКУРЕНЦИИ

Существенное увеличение импорта СПГ Евросоюзом сдвинуло глобальный баланс между предложением сжиженного газа и спросом на него в пользу последнего. Параллельно усилилось влияние европейских цен на газ на их динамику в АТР. Продолжающийся в режиме реального времени энергетический кризис в Европе и высокий уровень неопределенности от носительно дальнейшей динамики спроса на газ и его предложения ведут к повышенной ценовой волатильности. С высокой вероятностью это приведет к новому всплеску цен на СПГ в осенне-зимний период 2023–2024 гг. Аналитические центры ЕС не ожидают ценовой нормализации на рынке природного газа ранее 2026–2027 гг. Хотя фьючерсные кривые цен на газ, как и другое сырье, для прогностических целей ненадежны, даже в 2026 г. цена газа на виртуальном хабе TTF (Нидерланды) может составить 410 евро за 1000 м3, что почти вдвое выше, чем в среднем за период 2016–2019 гг. (рис. 3).

Представляется, что ЕС готов к сценарию повышенных цен на газ в ближайшие два-три года. Для хеджирования риска слишком резкого роста цен Евросоюз договорился о введении с 15 февраля 2023 г. потолка цен на газ в рамках так называемого механизма коррекции рынка в исключительных случаях:

– при цене на месяц вперед на TTF 180 евро за 1 МВт∙ч (1980 евро за 1 тыс. м3) на протяжении трех рабочих дней подряд;

– при превышении на TTF референтной цены СПГ, рассчитываемой европейским Агентством по сотрудничеству органов регулирования энергетики (Agency for the Cooperation of Energy Regulators, ACER) по специальной формуле, на 35 евро за 1 МВт∙ч на протяжении трех рабочих дней подряд.

Фактором понижательного давления на цену газа является политика Еврокомиссии по максимальному заполнению подземных газохранилищ. В 2022 г. она приняла решение, что мощности по хранению к 1 ноября должны быть заполнены на 80%, на 2023 и последующие годы этот показатель повышен до 90%.

На наш взгляд, риски глобальной конкуренции за СПГ преувеличены. Страны АТР проиграют конкуренцию за поставки СПГ Европе в ближайшие два-три года, так как последняя готова платить более высокую цену. В 2022 г. китайские импортеры СПГ массово перенаправляли газовые танкеры в Европу. СПГ в Европу перепродавали также Индия, Пакистан и Бангладеш. В перспективе одного-двух лет у КНР будет высокая свобода действий в отношении импорта СПГ. Собственная добыча газа в 2022 г. выросла на 13 млрд м3, и правительство продолжает стимулировать значительные инвестиции в ее увеличение для ослабления зависимости от импорта. Импорт СПГ КНР может частично заместить наращиванием закупок трубопроводного газа из Центральной Азии и России по газопроводу “Сила Сибири”, который постепенно выходит на проектную мощность. В 2022 г. поставки центрально-азиатского и российского газа на китайский рынок выросли на 9%, или 6 млрд м3. В средне- и долгосрочном периодах повышенные цены замедлят рост спроса на газ в АТР как минимум до 2026 г., в первую очередь в странах со слабым платежным балансом, включая Бангладеш, Индию, Пакистан и даже Китай. В такой ситуации логично развивать негазовую электрогенерацию. Китай в 2022 г. начал строительство 50 ГВт новых мощностей в угольной энергетике, что на 50% больше, чем в 2021 г., и стало рекордным уровнем с 2015 г. Разрешения на строительство угольных электростанций выданы на 106 ГВт мощностей. Япония и Южная Корея, по прогнозу МЭА, в 2023 г. сократят потребление газа из-за расширения использования для генерации электроэнергии солнечной и атомной энергетики, а также угля. Соответственно, они также, скорее всего, сократят импорт СПГ. Существует и еще один резерв увеличения глобального предложения СПГ. Коэффициент загрузки на терминалах по сжижению газа в 2022 г. в Египте, Алжире, Анголе и США был заметно ниже, чем в 2020 или 2021 гг. Повышение загрузки действующих мощностей, которое во многих случаях потребует минимальных капитальных вложений и текущих затрат, позволит поставить на мировой рынок значительные дополнительные объемы СПГ.

ИНТЕРЕСЫ КОМПАНИЙ–ЭКСПОРТЕРОВ ГАЗА

Попытки политизировать взаимодействие импортеров и экспортеров газа, как это, например, проявилось в совместных заявлениях ЕС и США по вопросам энергетического сотрудничества, будут продолжаться и далее, но вряд ли дадут значительный практический эффект. Компании-экспортеры действуют в рыночной системе координат и готовы включиться в процесс трансформации рынка природного газа Европы только в той мере и в том формате, которые соответствуют их интересам. Компании прекрасно понимают систему ограничений и возможностей, которые открывает для них энергетическая политика Евросоюза, и тщательно взвешивают свои риски. Риски работы на европейском рынке газа хеджируются с помощью заключения долгосрочных контрактов на экспорт газа по принципу “бери или плати”. В 2020–2022 гг. американские производители газа заключили долгосрочные контракты на экспорт СПГ в Европу совокупным объемом всего 19 млрд м3 в год (рис. 4). На основе тех же долгосрочных контрактов “бери или плати” работают и будут продолжать работать с европейскими импортерами газоэкспортеры Катара, Австралии и ОАЭ.

Со своей стороны, крупнейшие европейские компании –производители и продавцы электроэнергии захеджировали свои риски, заключив аналогичные контракты на импорт американского СПГ. Причем в среднем европейские компании обязались закупать только 2 млрд м3 газа в год.

Некоторые аналитики считают, что страны ЕС не очень хорошо подготовились к трудным зимним сезонам 2023 и 2024 гг., так как не заключили долгосрочные контракты на импорт достаточных объемов природного газа. Как отмечалось выше, европейские политики сознательно идут на риски и готовы платить повышенные цены за импорт газа. Фундаментальная цель Евросоюза и крупнейших стран региона заключается в форсировании энергетического перехода. Отказ от спотовой модели организации газового рынка в пользу долгосрочных контрактов замедлит выход из газовой электрогенерации. Экспортеры и импортеры могли бы заключить долгосрочные контракты на торговлю СПГ, если бы получили для этого четкие рыночные сигналы либо рекомендации европейских регуляторов. В отсутствие того и другого компании-газоэкспортеры продолжают очень осторожно подходить к заключению новых долгосрочных контрактов. Их вполне устраивает работа на спотовом рынке с его повышенными ценами. Следует также отметить, что так называемые портфельные игроки рынка СПГ, то есть компании, формирующие крупные, географически диверсифицированные портфели газовых контрактов, заключили в 2020–2022 гг. долгосрочные контракты на поставки американского газа в Европу общим объемом 30 млрд м3 в год (рис. 6). Хотя многие из них начнут действовать с 2026 г., часть газа поступит на европейский рынок и ранее. Это дает дополнительные основания считать, что Евросоюз готовится пройти кризисные 2023–2025 гг., а с 2026 г. рассчитывает получать достаточные объемы импортного газа по спотовым контрактам.

ПЕРСПЕКТИВЫ ИМПОРТА ИЗ РОССИИ

Европейские аналитические центры, консультирующие Еврокомиссию, исходят из того, что ЕС продолжит импортировать ограниченные объемы газа из России. В 2026 г. импорт может составить в зависимости от сценария 18– 29 млрд м3 (табл. 3).

Такая ситуация объясняется тем, что некоторые страны Европы продолжают выполнять долгосрочные контракты с “Газпромом”. Более того, в апреле 2023 г. Венгрия договорилась с ним о возможных дополнительных поставках газа в течение года сверх ранее законтрактованных объемов и об отсрочке платежей по этим контрактам. Полный демонтаж долгосрочных контрактов на импорт российского трубопроводного газа ставит под вопрос устойчивое функционирование ряда европейских газопроводов. В частности, газопроводы OPAL и EUGAL предназначены для транспортировки газа из России, приходящего в германский хаб Greifswald, в Чехию и Австрию. С 2017 г. “Газпром” зарезервировал прокачивающие мощности по всей газотранспортной системе ФРГ и более 80% мощностей на границе Германии и Чехии до 2025 г. Даже при отсутствии российских поставок другим потенциальным транспортерам газа требуется покупать мощности у “Газпрома” либо разорвать действующие контракты. Наиболее радикально выступающие за сворачивание газовых связей с РФ правительства считают, что ежемесячные закупки прокачивающих мощностей у “Газпрома” ненадежны и подрывают энергетическую безопасность Германии и ЕС. В частности, российский газ должен быть замещен импортом СПГ через запущенный в январе 2023 г. плавучий регазификационный терминал Lubmin мощностью 5.2 млрд м3 в год. В декабре 2023 г. запланирован ввод второго плавучего терминала, что повысит регазификационную мощность до 13.2 млрд м3 в год. Для того чтобы переключиться на СПГ, Германия должна будет национализировать газопроводы, а потом передать их частным компаниям. Опуская политические и юридические аспекты, стоит иметь в виду, что столь радикальные шаги могут подорвать устойчивость бизнес-модели функционирования газопровода, так как компания-оператор должна гарантированно получать прибыль и в случае его простоя. С 2025 г. неопределенность относительно предложения российского газа в ЕС дополнительно возрастет из-за прекращения действия контракта на его транспортировку через территорию Украины. Согласно действующему контракту, в 2020–2024 гг. “Газпром” должен поставлять через украинскую территорию на условиях “качай или плати” 40 млрд м3 газа в год.

Усиливается неопределенность и относительно перспектив экспорта в Европу СПГ из России, который пока не находится под санкциями. За прекращение импорта российского СПГ намерена выступить Германия. Правительство Испании обратилось к компаниям с рекомендацией не подписывать новые контракты с российскими поставщиками СПГ. Дальше других пошло правительство Нидерландов, которое запретило подписание новых контрактов на импорт российского СПГ и ищет пути расторжения подписанных ранее. Еврокомиссия пытается найти юридические основания для того, чтобы государства-члены смогли прекратить импорт СПГ из РФ без объявления новых санкций. Предполагается использовать временные запреты на СПГ из России для резервирования мощностей в европейской инфраструктуре регазификации и транспортировки регазифицированного газа. Комиссар по энергетике ЕС К. Симсон активно лоббирует отказ от импорта российского СПГ и заключения новых контрактов на его поставки.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Анализ показывает, что даже в отсутствие новых экзогенных шоков европейский рынок газа вернется к относительно сбалансированному состоянию не ранее 2026–2027 гг. Политика Еврокомиссии и крупнейших стран ЕС направлена на максимально глубокое снижение спроса на российский газ и вытеснение его из европейского газопотребления. С экономической точки зрения такая политика в рациональной системе координат контрпродуктивна. Однако в сложившейся исторической ситуации действия правительств европейских стран и Евросоюза определяются не экономическими, а сугубо политическими соображениями. ЕС форсирует переход к “зеленой” энергетике и подчиняет трансформацию регионального газового рынка достижению этой стратегической цели, не считаясь с издержками.

Копытин Иван Александрович - кандидат экономических наук, доцент, руководитель Центра энергетических исследований. ИМЭМО им. Е.М. Примакова РАН

Источник: журнал «Мировая экономика и международные отношения» № 8 2023