«Газпром» не бездонная бочка: Европе этой зимой будет холодно

Обвинения России в газовом шантаже Европы несостоятельны. Причина сверхвысоких цен на газ на континенте — рост потребления газа из-за погодных аномалий, резвого посткризисного восстановления экономик и не оправдавшей себя ставки на СПГ, который в этом сезоне «сбежал» в Китай.

Эпопея многотрудной достройки магистрального экспортного газопровода «Северный поток — 2» (СП-2) близка к завершению. Шестого сентября оператор проекта Nord Stream 2 AG сообщил, что сварена последняя труба на строительстве второй нитки трубопровода. Далее предстоят пусконаладочные работы и сертификация инфраструктурного объекта. Процедура сертификации осложнена тем, что предполагавшийся аудитор, базирующаяся в Норвегии международная компания Det Norske Veritas, отказалась провести эту работу, опасаясь нового пакета американских санкций в отношении российских экспортных трубопроводов «Северный поток — 2» и «Турецкий поток».

Тем не менее глава «Газпрома» Алексей Миллер на прошлой неделе заявил, что «еще до конца этого года в этот отопительный сезон может поставить первый газ по газопроводу “Северный поток — 2” на европейский рынок». Ранее компания сообщала, что планирует поставить по СП-2 в Европу в текущем году 5,6 млрд кубометров газа.

Даже если этот план удастся выполнить в полном объеме, полностью покрыть дефицит голубого топлива в европейских подземных хранилищах газа (ПХГ) «Газпром» будет не в состоянии, ведь дефицит этот на сегодняшний день, по оценке «Газпрома», составляет величину почти втрое большую — порядка 14 млрд кубометров. 

По данным на первую неделю сентября, общие запасы газа в европейских ПХГ составляют 74,3 млрд кубометров — на 16% меньше, чем в среднем за последние пять лет на эту дату.

А значит, ценовое ралли на европейском газовом рынке продолжится. Цена на октябрьский фьючерс на нидерландском хабе TTF 9 сентября пробила психологически важный уровень 700 долларов за тысячу кубометров. До номинального рекорда — 940 долларов за тысячу кубов в марте 2018 года — еще далеко, но цены на электричество в Европе уже сильно кусаются. Повсюду на континенте они превысили в августе 100 евро за мегаватт-час, достигнув почти 120 евро в Испании и Великобритании. Кое-где расконсервируются угольные энергоблоки. Если экономика трещит по швам, на экологию и модную климатическую нейтральность приходится закрывать глаза: когда говорят пушки, музы молчат.

Но наслаждаться высокими европейскими ценами спот-рынка «Газпрому» сейчас явно недосуг. Головная боль «национального достояния» — внутренний рынок. Регионы Севера и Центра страны уже входят в отопительный сезон, а ПХГ внутри страны не могут похвастаться достаточными запасами. Точный уровень заполненности российских хранилищ — тайна за семью печатями, но недавно агентство Bloomberg сообщило, что для восполнения уровня запасов российских ПХГ до нужного уровня в них требуется закачивать порядка 280 млн кубометров в сутки, что соответствует примерно 80% ежедневного объема экспорта «Газпрома» в Европу. 

Причина — высокий уровень отбора из хранилищ прошлой холодной зимой и только что закончившимся аномально жарким летом.

А вот августовская авария на заводе «Газпрома» по подготовке конденсата под Новым Уренгоем, приводимая нередко в качестве причины серьезных перебоев поставок по главной газовой экспортной трубе Ямал — Западная Европа, в действительности никакого влияния на газовый экспорт не оказала. Вместо сгоревшей мощности были в сжатые сроки введены в действие ранее построенные мощности чуть меньшего размера, и поставки продолжились.

Восполнить внутренние запасы и уложиться при этом в экспортные контрактные обязательства флагману российской газовой отрасли будет непросто. Для справки: за первое полугодие текущего года поставки «Газпрома» в Европу шли почти с двойным превышением дополнительного спроса континента на голубое топливо: спрос увеличился на 14%, а поставки — на 22%. Помимо России смог увеличить поставки на континент только Алжир. Норвежцы не смогли увеличить поставки, решают свои внутренние технологические проблемы. Голландцы и англичане сокращают собственную добычу. А основные объемы сжиженного природного газа (СПГ) — и катарского, и американского — в этом году ушли в Китай, где спотовые цены заметно выше и так немаленьких европейских. Определенная часть рекордно высоких объемов американского СПГ отправилась в этом году и в Бразилию, где пораженные засухой ресурсы мощных местных ГЭС снизились.

На этом фоне раздающиеся в Европе обвинения «Газпрома» в газовом шантаже континентальных потребителей, что, дескать, русские намеренно не наполняют европейские ПХГ в целях скорейшей и на выгодных условиях реализации проекта «Северный поток — 2», выглядят, мягко говоря, надуманными. 

Объемы добычи «Газпрома» в 2021 году превысят 510 млрд кубометров, что, по словам начальника департамента компании Александра Иванникова, станет рекордным за последние десять лет и на 55 млрд кубометров превысит прошлогодний показатель. А если и есть кого упрекнуть, так это европейских чиновников, которые беспечно связали энергобезопасность ЕС с непредсказуемыми потоками СПГ.

«“Газпром” выполняет все свои контрактные обязательства перед европейскими потребителями, самостоятельно выбирая источники газа, — говорит директор по исследованиям VYGON Consulting Мария Белова. — Да, в ряде случаев компания предпочитала выбирать газ из своих европейских хранилищ, а не бронировать дополнительные мощности украинской газотранспортной системы. Причина этого — экономическая целесообразность».

«В текущем росте европейских цен основную роль играют факторы погоды, конъюнктуры, пандемии. “Газпром”, который обеспечивает треть импорта газа в Европу, конечно, тоже значимый фактор, но манипулировать ценами ему не под силу», — убежден заведующий лабораторией прогнозирования ТЭК Института народнохозяйственного прогнозирования РАН Валерий Семикашев.

Как любая труба, приходящая в Европу, СП-2 подпадет под действие Третьего энергопакета ЕС. «Обидно, что она наряду с “Северным потоком”, по сути, единственные из недавно построенных газопроводов, которые не получили так называемые изъятия из законодательства и не смогут использовать свои мощности на сто процентов, — сокрушается Мария Белова. — В настоящее время оператор СП-2 ожидает решения немецкого регулятора по сертификации его в качестве независимого оператора, что позволит обойти требование о резервировании 50 процентов мощностей для третьих сторон».

Валерий Семикашев указал на один нетривиальный путь обхода ограничений ЕС, а именно доступ к СП-2 других российских производителей природного газа. В моменте эта идея кажется умозрительной (скажем, второй по объемам независимый производитель газа, компания «Роснефть», не имеет свободных объемов газа, напротив, в первом полугодии закупала его у «Газпрома» на внутреннем рынке для выполнения контрактных обязательств) и законодательно невозможной (согласно закону «Об экспорте газа», единственным поставщиком трубопроводного газа за рубеж является «Газпром»). 

Конечно, закон можно скорректировать, но вопрос экономической целесообразности неизбежной конкуренции двух разных, хоть и государственных компаний на европейском газовом рынке требует взвешенного обсуждения.

Что касается ценовых «качелей» на газовом рынке, в частности европейском, то они действительно впечатляют. Котировки контракта «день вперед» в Европе с января 2019-го по май 2020 года рухнули в восемь раз, а за следующие 16 месяцев, к сентябрю 2021-го, подскочили в 18 раз. Понятно, что волатильность такой амплитуды парализует любые долгосрочные решения и потребителей, и производителей голубого топлива.

Причиной избыточной ценовой волатильности Сергей Комлев, начальник управления «Газпром экспорта», считает двухсегментную структуру газового рынка. Доминирующий (около 70% объемов) сегмент представлен потоками, которые регулируются долгосрочными контрактами. Этот сегмент сбалансирован по определению: покупатели заказывают ровно столько газа, сколько им необходимо. Все возникающие на региональных рынках дисбалансы концентрируются в меньшем по размеру сегменте спотовых поставок, поэтому цены там гипертрофированно реагируют даже на небольшие с точки зрения всего рынка разбежки спроса и предложения.

* * *

Андрей Конопляник (Советник генерального директора ООО «Газпром экспорт», сопредседатель рабочей группы 2 «Внутренние рынки» Консультативного совета по газу Россия—ЕС с российской стороны, член Научного совета РАН по системным исследованиям в энергетике, доктор экономических наук, профессор):

Новая конфигурация экспортных газопроводов и украинская ГТС

С вводом в эксплуатацию газопровода «Северный поток — 2» закончится формирование новой конфигурации инфраструктуры экспортных поставок трубопроводного газа из России в Европу: завершится переход от сформированной в СССР системы линейных транзитных коридоров (украинского и польского) к радиально-кольцевой системе экспортных газопроводов. 

Теперь в ее состав также входят два новых полукольца, северное, запитываемое уже из месторождений другой ресурсной базы страны — полуострова Ямал, и южное.

Северное полукольцо включает в себя морской газопровод «Северный поток — 1» с его сухопутными продолжениями по территории Германии (ОПАЛ) и Чехии («Газель») в южном направлении и НЕЛ в западном и морской «Северный поток — 2» с его сухопутным продолжением (ЮГАЛ). Южное полукольцо состоит из морского «Турецкого потока» и его сухопутного продолжения в ЕС «Балканский поток» через Болгарию, Сербию и Венгрию.

Важно понимать, что северное и южное полукольца в своих сухопутных частях замыкаются на исторические пункты сдачи-приемки (ПСП) российского газа по долгосрочным контрактам, расположенные на конце линейных коридоров. Эти новые трубопроводы в Европе проходят вблизи подземных газохранилищ (ПХГ), в которых у «Газпрома» есть долевое участие.

Таким образом, создана разветвленная система экспортных газопроводов, которые соединены между собой трубопроводными перемычками на территории России, запитываемая из месторождений разных ресурсных баз, имеющая систему компенсаций и резервирования объемов, а также возможности для маневрирования потоками внутри этой новой конфигурации в ответ на различного рода возмущения техногенного и рукотворного характера. 

Такая архитектура экспортных поставок повышает надежность и устойчивость газоснабжения, гарантирует бесперебойность доставки газа в контрактные ПСП и полностью соответствует интересам как российского поставщика-экспортера, так и европейских покупателей-импортеров.

В этих условиях потребность в украинском транзите после 2024 года не отпадает, но приобретает иное звучание: из основного транзитного коридора он превращается в коридор дополнительный. Украинский маршрут в рамках этой архитектуры поставок приобретает роль своего рода «балансирующего инфраструктурного звена», в чем-то созвучную роли Саудовской Аравии — в недавнем прошлом «балансирующего поставщика» на мировом рынке нефти. Конечно, это возможно только при условии адекватной модернизации украинского экспортного коридора. По оценке компании KPMG, уровень аварийности украинской ГТС в девять раз превышает аналогичный уровень для ЕС или ФРГ.

Деньги на модернизацию могут прийти только с международного рынка капитала и только на условиях проектного финансирования. 

Идеальная работоспособная конфигурация для этого — формирование многостороннего международного инвестиционного проекта с обязательным участием международных финансовых институтов (МФИ) по финансированию модернизации транзитного коридора в рамках ГТС Украины, выделенного в изолированную рыночную зону. Применяемое с 2011 года на территории Украины энергетическое законодательство ЕС это позволяет. В состав такой выделенной рыночной зоны должны войти идущие параллельно и вблизи друг друга газопроводы Уренгой — Помары — Ужгород и «Прогресс».

Именно МФИ должны быть кредиторами в рамках проекта, переводя политизированный двусторонний вопрос о транзите в деполитизированную многостороннюю задачу о стандартном проектном финансировании по правилам и регламентам МФИ. Возврат инвестиций в такую модернизацию может быть обеспечен только за счет прокачки по модернизированному коридору российского газа в ЕС. 

Значит, необходимы долгосрочные контракты между европейскими покупателями и российским поставщиком. 

Заемщиком должна выступать компания-оператор ГТС Украины или иная компания — самостоятельный оператор новой выделенной рыночной зоны, каковым может быть, например, сертифицированный оператор ГТС какой-то из стран ЕС. Он должен заключить контракт на прокачку газа с российским грузоотправителем. И это вовсе не означает контракт на условиях «качай или плати», как в действующем транзитном соглашении «Газпрома» с «Нафтогазом», а, например, «используй или передай на вторичный рынок» или иное, допустимое энергетическим законодательством ЕС. 

Кстати, в предлагаемом инвестиционном проекте с транзитным компонентом по описанной схеме нет места для «Нафтогаза».

Итак, вырисовывается следующий состав и функции участников инвестиционного проекта по модернизации выделенного транзитного коридора ГТС Украины как основа для сохранения и обеспечения надежного использования ГТС Украины в рамках новой архитектуры экспортной инфраструктуры российского газа в Европу после 2024 года:

— МФИ — кредитор (кредиторы);

— компания-оператор ГТС выделенного транзитного коридора (обособленной рыночной зоны в рамках ГТС Украины). Это может быть компания-оператор ГТС Украины или иная сертифицированная по правилам ЕС компания-оператор ГТС, скажем, какой-то из стран ЕС. Она является заемщиком и стороной контракта на транзитную прокачку российского газа;

— компании — покупатели российского газа из стран ЕС — стороны долгосрочных контрактов на поставку российского газа;

— российская компания-поставщик. Она является, во-первых, стороной долгосрочного контракта с европейскими компаниями-покупателями на поставку газа, во-вторых, стороной долгосрочного контракта на транспортировку газа с оператором ГТС выделенной рыночной зоны. При этом должно быть соблюдено «контрактное соответствие» между контрактами на поставку и на транспортировку (транзит).