ЕС не может решить проблему малого объема запасов в газовых хранилищах: трубопроводного газа недостаточно, остается лишь надеяться на СПГ-поставщиков, впрочем, далеко не на всех.
В конце ноября в Gas Infrastructure Europe сообщили, что по итогам месяца общий объем отбора газа из ПХГ может составить почти 12 млрд. кубометров (перекрывает предыдущий рекорд ноября 2016 г. – 11,26 млрд.). При этом по состоянию на 23 ноября ПХГ пополнились только на 19 млн. кубометров, а отбор составил почти 514 млн. кубометров. По состоянию на 27 ноября уровень запасов газа в хранилищах Европы составил примерно 70%, что почти на 16% ниже среднего уровня за последние пять лет. Отбор “голубого топлива” осуществляется из всех ПХГ, связанных с “Газпромом”, в Западной и Центральной Европе: в Германии, Австрии, Нидерландах.
Решить эту проблему с помощью увеличения объемов прокачки по действующим газопроводам не удалось. Сыграло роль множество причин: сознательное торможение отдельными членами ЕС проекта “Северный поток-2”, проблемы генерации энергии ВИЭ-объектов, из-за чего приходится быстро наращивать использование традиционных энергоносителей, рекордно высокие спотовые цены на европейских биржах и пр.
Не спасает ситуацию с недостаточными запасами газа в европейских ПХГ даже рост объема поставок из Норвегии. Как сообщили в начале ноября аналитики из S&P Global, объем экспорта из скандинавской страны в ЕС в октябре составил 10,1 млрд. кубометров, что значительно превышает средний показатель за последние 5 лет. При этом в конце того же месяца Equinor заявила, что перенаправит закачку газа, добытого на месторождении Gina Krog, для поставок на рынок ЕС. 28 октября о перенаправлении поставок в Европу с месторождения Skarv сообщили и в Aker BP. Однако, судя по отчетам Gas Infrastructure Europe за ноябрь, этого все равно не хватило, чтобы решить проблему с малой заполненностью ПХГ.
Ветропарки или солнечные панели пока не в состоянии решить проблемы с потенциальным энергодефицитом в ЕС этой зимой. Доля ветровой генерации в энергобалансе Евросоюза в ноябре находилась на уровне 13,8% после 17% в октябре. Это говорит о том, что ВИЭ-объекты не только не могут компенсировать нехватку газа для производства электричества, но еще и сами нуждаются в подстраховке традиционными энергоносителями, если возникают неблагоприятные погодные условия. Яркий тому пример – февраль 2021 г. в Германии, когда из-за заморозков вышло из строя несколько десятков тысяч “ветряков”. Впрочем, как писал Deutsche Welle этим летом, проблемы были и в теплое время года, когда в безветренном июне уровень использования “ветряков” составил лишь 9,7%, что является самым низким показателем с начала анализа подобных данных в январе 2018 г.
В таких условиях остается лишь надежда на импорт СПГ. Для некоторых стран вроде Испании сжиженный газ вообще превращается в единственный выход из ситуации. 31 октября истек срок 25-летнего контракта по эксплуатации MGE – газопровода, связывающего Алжир и Испанию, часть которого проложена по территории Марокко. На фоне ухудшения отношений между североафриканскими странами Алжир объявил о том, что соглашение не будет продлено, значит, газопровод MGE вообще не будет прокачивать газ в европейскую страну. В Алжире заявили, что попытаются компенсировать такой “провал” в экспорте за счет другой магистрали – Medgaz, однако по этой линии можно увеличить прокачку лишь с 8 млрд. кубометров в год до 10. В итоге общий объем поставок газа из североафриканской страны в Испанию из-за остановки MGE все равно снизился на 4 млрд., значит, Мадриду теперь придется компенсировать такой объем за счет увеличения импорта СПГ.
В ноябре поступление газа с терминалов по конвертации в странах ЕС увеличилось по отношению к ноябрю 2020 г. на 31% до примерно 7,3 млрд. кубометров. Впрочем, это все еще ниже, чем показатели ноября докризисного 2019 г. (9,1 млрд. кубометров).
Хотя цены на газ в Европе почти непрерывно росли с апреля до начала октября, стоимость энергоносителей в Азии на фоне постоянно увеличивающегося спроса все равно была выше, чем в ЕС. В итоге это стимулировало поставщиков сжиженного газа из США, Катара и других стран отправлять танкеры в Китай, Японию, Южную Корею и Индию, а не в Старый Свет.
По данным Global LNG HUB, в октябре совокупный импорт СПГ в Европу составил более 7 млн. т, увеличившись на 60% по сравнению с самым низким месячным уровнем в июле 2021 г. Но Азия все равно демонстрирует более серьезный аппетит. Как пишет Reuters, ссылаясь на отчеты аналитиков из Kpler, Китай, Япония и Южная Корея получат в ноябре 17,77 млн. т СПГ (в октябре закупили 15,41 т). Учитывая, что 17,77 млн. т – это максимальный показатель объемов импорта СПГ в Азии с февраля 2021 г., то можно с уверенностью говорить, что Китай, Япония и другие страны АТР активно готовятся к зиме и в ближайшее время снижать объемы импорта вряд ли станут.
Все чаще стали появляться новости о заключении долгосрочных контрактов между китайскими и американскими компаниями. К примеру, в ноябре договор подписали Cheniere Energy Inc. (крупнейший производитель СПГ в США) и Foran Energy Group. В соответствии с документом с января 2023 г. китайская компания обязывается приобретать 0,3 млн. т СПГ в год у Cheniere Energy в течение 20 лет. От этой же американской компании в течение 13 лет ENN Natural Gas будет получать 0,9 млн. т СПГ. В начале ноября заключила сделку и Sinopec, договорившись с Venture Global о ежегодных поставках в 4 млн. в течение 20 лет.
Не отстает в этом плане и Катар. China National Offshore Oil Corporation подписали долгосрочный контракт с Qatar Petroleum о продаже 3,5 млн. т СПГ ежегодно в течение 15 лет (начиная с января 2022 г.). Более того, китайская Sinochem также договорилась с Qatar Petroleum о поставках на протяжении 17 лет сначала 0,9 млн. т, а затем 1,8 млн. т в год. В таких условиях Европе будет крайне трудно привлечь СПГ-поставщиков на свой рынок.
“Для Европы при текущей конъюнктуре и возросшем спросе на газ самым лучшим выбором являются трубопроводные поставки из России. РФ располагает потенциалом наращивания экспортных поставок в Европу. За 10 месяцев в России наблюдается рост добычи газа на 11% по сравнению с показателями 2020 г. Более быстрое решение вопроса сертификации и пуска газопровода “СП-2″ оказало бы поддержку для заполнения хранилищ газа в Европе”, – говорит гендиректор ООО “НААНС-МЕДИА”, доцент кафедры международной коммерции РАНХиГС при президенте РФ Тамара Сафонова.
Сейчас ключевые экспортеры СПГ больше ориентированы на логистику в страны АТР, отдавая предпочтение более высоким котировкам в Азии. К этому стоит добавить, что США в течение месяца решали проблему распечатывания стратегического резерва нефти, а для выделения избыточных объемов энергоресурсов для экспорта важен общий топливный баланс страны.
“В ноябре текущего года мир столкнулся с дефицитом углеводородного сырья. При этом стабилизацию поставок при сложившейся конъюнктуре мирового рынка могут обеспечить трубопроводные системы”, – поделилась мнением Тамара Сафонова.
Как бы сильно сегодня или зимой 2021-2022 гг. не страдала Европа от нехватки природного газа, принцип “Азия платит больше, значит СПГ пойдет туда” никуда не исчезнет. Да, к 2025 г. Qatargas планирует расширить производство сжиженного газа примерно на 33 млн. т в год, а в США постройка трех новых заводов в ближайшие годы суммарно увеличит экспорт СПГ из Америки на 33,2 млн. т. Но большая часть этих объемов все равно пройдет мимо ЕС. Европа все еще не готова платить за газ так же, как Азия.
Объем импорта СПГ в Европе с 1 октября 2020 г. по 30 апреля 2021 г. показал отрицательный рост почти в 30%. В январе 2021 г., когда стоимость газа на азиатских биржах взлетела почти до $1000/тыс. кубометров, закупки СПГ в Старом Свете упали на 50% (в годовом исчислении). Весной того же года объем закупок в ЕС несколько увеличился, однако уже летом он вновь упал. Как пишет National Law Review, отгрузка с европейских СПГ-терминалов в июле снизилась на 70% по сравнению с уровнем мая. Большие объемы СПГ от важнейших поставщиков для Европы – Катара и США – все время уходили в Азию. Подобный сценарий длится уже почти год, пока нет предпосылок для кардинальной смены ситуации.
В кратко- и среднесрочной перспективе Старому Свету логичнее рассчитывать на энергоносители проектов “Арктик СПГ 2” и “Ямал СПГ”, расположенных на территории России. Есть и другие объекты, которые вскоре готовы будут направить СПГ на рынок ЕС. Речь идет о новом комплексе по сжижению газа “Портовая” на побережье Балтийского моря в 60 км от Выборга (Ленинградская обл.). Мощность завода – 1,5 млн. т сжиженного газа в год. Отгрузка СПГ на приходящие танкеры-газовозы будет осуществляться по схеме “борт-в-борт”. Пуск объекта планировался еще в 2018 г., однако сроки все время переносились по разным причинам. В конце ноября 2021 г. в “Газпроме” сообщили, что комплекс начнет работу с 2022 г.
С мая 2021 г. “Газпромом” и “РусГазДобычей” ведется постройка комплекса по переработке газа и производству СПГ в Усть-Луге. Кроме переработки этансодержащего газа комплекс является крупнотоннажным заводом по производству СПГ с мощностью в 13 млн. т в год. Учитывая его местоположение и близость к европейскому рынку, продукция завода должна обладать весьма привлекательной ценой для ЕС. К проектам, способным удовлетворять спрос на СПГ в Европе, можно еще добавить постройку завода по сжижению на Черноморском побережье с мощностью от 0,5 до 1,5 т в год. Впрочем, пока создание подобного объекта еще не началось (он был упомянут в марте 2021 г. в одобренной правительством РФ долгосрочной программе развития производства СПГ в России).
Пуск “Арктик СПГ 2” на полную мощность тоже создает определенные перспективы для европейского рынка. Однако это не решение проблемы здесь и сейчас, когда ПХГ в Евросоюзе нужно срочно заполнять. Такой проект поможет Старому Свету справиться с дефицитом энергоносителей лишь через несколько лет. В конце ноября коммерческий директор по реализации сжиженного газа “НОВАТЭКа” Юрий Ерошин заявил, что очереди “Арктик СПГ 2” (по 6,6 млн. т каждая) будут вводиться ежегодно – в 2023 г., в 2024 и в 2025. С выходом предприятия на полную мощность компания будет реализовывать 11,5-12 млн. т СПГ в год. Впрочем, европейским странам придется еще побороться за то, чтобы сжиженный газ с этого проекта пошел на Запад, а не на Восток.
По словам Ерошина, на первые 2 года работы завода почти все объемы сжиженного природного газа уже законтрактованы. В конце апреля 2021 г. “Арктик СПГ 2” заключил 20-летние договоры купли-продажи на весь объем производства СПГ со всеми участниками проекта (помимо самого “НОВАТЭКа” это TotalEnergies, CNPC и CNOOC, а также Japan Arctic LNG B.V.). Тогда в российской компании заявили, что объемы поставок будут определяться пропорционально долям участников.
Летом 2021 г. стало известно, что Zhejiang Provincial Energy Group будет закупать у “Арктик СПГ 2” по 1 млн. т СПГ в год по долгосрочному контракту на 15 лет, еще 3 млн. т (тоже в течение 15 лет) – Shenergy Group (на условиях с DES с нефтяной привязкой). Европейская TotalEnergies, у которой в проекте 10% прямой доли, пока не сообщала об объемах, которые будет выкупать у “Арктик СПГ 2” в ближайшие годы. Пока что Европа может точно рассчитывать лишь на 2 млн. т, поскольку от проекта на Крайнем севере РФ планируют получать по 1 млн. т испанская Repsol и международный трейдер Vitol. Есть еще 0,5 млн. т, который законтрактовал трейдер Glencore (на условиях FOB в Мурманске), однако он будет продавать этот СПГ в Азию.
Что же касается “Ямал СПГ”, то фактическая мощность проекта в 2020 г. составила около 18,8 млн. т СПГ. Однако нельзя сказать, что Европа в период энергокризиса может рассчитывать на весь этот объем. Китай, столкнувшись с нехваткой газа, готов выкупать СПГ даже по рекордным ценам. В начале ноября 2021 г. компания Shenzhen Natural Gas Company обратилась к владельцам “Ямал СПГ” за дополнительной поставкой и получила около 70000 т сжиженного газа, который доставил танкер-газовоз “Владимир Воронин”.
Впрочем, часть объемов может перераспределяться в будущем в пользу ЕС, которому надо быстро заполнять ПХГ. К примеру, весной 2021 г. стало известно, что трейдер “НОВАТЭКа” продал часть своих объемов с “Ямал СПГ” по долгосрочным контрактам европейским Engie и Shell.
“В ближайшие месяцы проект “Арктик СПГ 2” ничем не поможет европейскому рынку, он еще не готов. А вот “Ямал СПГ” поставлять углеводороды в ЕС может. Однако он по-прежнему остается заложником географии – он может экспортировать СПГ в Азию только с июня-июля по ноябрь-декабрь. В остальное время отправлять суда по СМП можно лишь в западном направлении, поскольку начинается ледовый сезон и доставлять газ в Азию можно с только помощью судов класса Arc7. Более того, для “Ямал СПГ” построили 15 газовозов такого класса из расчета, что они будут вывозить 16,5 млн. т СПГ, а проект де-факто выдает около 20 млн. т в год. Это значит, что СПГ нужно сейчас вывозить как можно быстрее, в том числе и в ЕС, где цена на газ весьма высокая, чтобы не пришлось с большими издержками возить СПГ в сторону Азии, ведь “ледовый сезон” в этом направлении уже начался. С января по апрель “Ямал СПГ” будет чуть ли не все объемы отгружать в Европу”, – рассказал аналитик ФНЭБ, эксперт Финансового университета при правительстве РФ Игорь Юшков.
Он добавил, что есть вероятность небольшого снижения спроса в Китае на СПГ за счет того, что власти КНР расконсервируют угольные шахты из-за энергокризиса. В таких условиях, даже несмотря на контракты с китайской CNPC, с “Ямал СПГ” все равно на своповых схемах газ можно будет отсылать в Европу.
Однако смогут ли европейские компании в будущем конкурировать с азиатскими странами, если цена на СПГ в странах АТР и дальше будет высокой – вопрос спорный. Более того, по мере увеличения числа судов ледового класса Arс7 для проектов “Ямал СПГ” и “Арктик СПГ 2” в долгосрочной перспективе движение по Северному морскому пути станет более интенсивным, даже несмотря на замерзание акватории в холодный период года. Это значит, что российский СПГ с Крайнего Севера можно будет все чаще направлять не в Европу, а в Азию, где закупочная цена выше. (oilcapital.ru/Химия Украины и мира)