Видимо, компьютерные модели показывают континентальный баланс газа в ЕС на зиму с учётом сокращения спроса. В жизни всё несколько сложнее. Намерение ЕС снизить общее потребление газа на 15 процентов к марту 2023 года, наверное, выполнимо, но лишь в условиях умеренных холодов этой зимой. Леонид Григорьев, ординарный профессор Национального исследовательского университета «Высшая школа экономики».
Трубопроводы газа как транспортная отрасль играют критически важную роль внутри крупных экономических регионов: США, Китая, Евросоюза и России. Остальные в основном связаны с помощью сжиженного природного газа (СПГ). Правда, СПГ даёт на 25 процентов больше выбросов парниковых газов, но это волнует только зелёных .
Устойчивое функционирование больших трубопроводов предполагает наличие надёжных труб, компрессоров (турбин), гарантийного обслуживания, свободы использования, страхования и многого другого, поскольку этого требуют контракты, а точнее – необходимость поставок. Конфликт по свободе прокачки между отдалёнными партнёрами, неконтрактный отбор газа, неопределённость с надёжностью оборудования может сделать использование трубопроводов рискованным для промышленных или бытовых нужд стран-импортёров.
Российские трубопроводы работали очень долго и надёжно. Решение ЕС отказаться от поставок газа по ним в обозримом будущем предполагает некий переходный период, когда обе стороны попытаются выстроить понятную и выполняемую схему отношений . Нечто подобное, видимо, будет создано в отношении зерна, удобрений и других критически важных товаров российского экспорта.
В этом контексте споры лета 2022 года по ремонту и доставке турбины Siemens из Канады для «Северного потока – 2» – это вопрос не столько технический, сколько правовой и экономический – так сказать, пилотный проект на ближайшие годы. Учтём также фактор времени и дополнительных издержек: на какой срок надо устанавливать компрессоры, как их ремонтировать или менять внутри эксплуатационного периода. Владелец или оператор трубопровода несёт издержки и ответственность за доставку – второе явно тяжелее. Вопрос в том, смогут ли санкции создать неопределённость для оператора на период до 2027 года – срок, до которого ЕС готов использовать российский газ, а значит, и трубопроводы. Политические ограничения и конфликты уже вывели из эксплуатации вторую ветку украинского транзита (отказ украинской стороны – Газпром готов поставлять по обоим) и трубопровод «Ямал – Европа» через Польшу.
Попытка увода труб на дно Чёрного и Балтийского морей не успела воплотиться. Это могло бы снять трубопроводы с конфликтных маршрутов, сделав их чисто коммерческим элементом мировой торговли. Заключение контрактов на поставки газа через ненадёжные сети порождает серьёзные риски, даже если речь идёт о контрактах на сравнительно небольшие партии (не говоря уже о длительных сделках): импортёр может оказаться без энергии, а экспортёр без реализации своего газа, дохода, плюс суды за нарушения.
Заметим, что план радикального сокращения потребления газа в ЕС к 2030 году вызвал массу вопросов о том, насколько надёжна эта идея, есть ли график снижения спроса, как должны вести себя производители в отношении риска расходов на капиталовложения, которые потом могут оказаться излишними. Если, например, Евросоюз собирается вывести из употребления все трубопроводы к 2027 году, то возникает как минимум три проблемы: одна –как и на каких месторождениях строить «убывающую функцию» поставок; вторая – кто оплачивает вывод месторождений и трубопроводов из эксплуатации и переключение на другие рынки; третья, естественно, – насколько поставки в этот период защищены от политических факторов. Так что кейс турбины Siemens – это риск импортёра, вопрос надёжности и бесконфликтности поставок газа по балтийскому маршруту в ЕС не только сейчас, но и в будущем (тут либо спрос на газ исчезает, либо обнаруживается сложность дегазификации, и отказ от российского газа происходит с поиском компромиссов).
Объёмы добываемого и потребляемого газа несут в себе долгосрочные, сезонные риски, связанные с возобновляемой энергией (в Германии потребление ВИЭ в 2021 году снизилось на 6 процентов) – можно назвать их «возобновляемые лебеди». Например, вспомним нехватку воды для ГЭС (Бразилия и Китай в 2021 году), нехватку ветра и солнца в Западной Европе (2021 год), избыток тепла в Европе летом 2022 года. Всё это повлияло на энергосистемы, охлаждение, отопление, возобновляемые источники энергии (ВИЭ). В год конференции ООН по изменению климата (Глазго) природа дала сбой и произошёл первый в истории спад выработки энергии при помощи ВИЭ к лету 2021 года. Это подняло тарифы на электроэнергию, увеличило спрос на газ в ЕС и – невероятно! – вызвало увеличение использования угля. Риски ВИЭ – дело новое, но легко решаемое с помощью газа, когда он недорог и политически приемлем. А иначе остаются – уголь, атом, высокие цены и экономия воды при чистке зубов...
Экономическое оживление в 2021 году оказалось несколько более энергичным, чем ожидали после пандемического спада: 6,1 процента роста ВВП после падения на 3,1 процента. В Китае и США всё шло бодро, в еврозоне рост на 5,3 процента не компенсировал падение на 6,4 процента в 2020 году, что нервировало и бизнесменов, и политиков. Конечно, это вызвало значительный спрос на сырьевые и энергетические товары. Сыграл роль рост личного товарного потребления, в частности использования моторного топлива, металлов и всей сырьевой панели. Цены росли весь 2021 год, не исключая и стоимость газа в ЕС, поскольку к августу СПГ из США и Катара в значительной мере ушёл в Азию. Так что хрестоматийный «риск экономического подъёма» для цен на энергию приобрёл политическое значение. Впервые, пожалуй, в истории делового цикла рост мирового ВВП на 6 процентов (!) был объявлен невиданным энергетическим кризисом.
Кризис восприятия мира – риск, который трудно предвидеть. Легко было предсказать низкие капиталовложения в мире в нефтегазовую добычу, поскольку совпало действие двух сильных факторов, циклического и структурного. В ходе кризиса инвестиции в мощности страдают сильнее всего и дольше, чем потребительский спрос. Инвестиции в нефтегазовую добычу больших компаний Запада достигли пика в 2015 году, а в 2020-м очень резко упали, не выросли в 2021-м, и оценки на 2022–2023 годы – «плоские». Это нормально для делового цикла, но тем более естественно для периода структурных сдвигов. Крупные нефтегазовые компании на Западе получают огромные прибыли вследствие роста цен, но используют их в интересах акционеров – дивиденды, выкуп долгов компаний. Инвестиции в добычу остаются «плоскими», так что рано или поздно цены для потребителей должны были возрасти.
А был ли энергетический кризис в 2021 году и если да, то в каком смысле? Увеличение потребления первичной энергии в мире в 2021 году составило величину в 5,8 процента. Никто не замёрз, ничто не остановилось, только нервы политиков были расшатаны и стало дорого после длительного периода стабильности потребительских цен и низких цен на газ, особенно в 2020 году. Потребление нефти в мире в 2021 году выросло на 6 процентов после падения в 2020 году на 9,1 процента. А вот потребление газа в мире в 2020 году упало только на 1,6 процента и выросло в 2021-м на 5,3 процента. В ЕС падение было глубже (-2,9 процента), а рост не так заметен (4,6 процента). Куда же ушёл газ? Например, Китай увеличивал потребление в 2010–2019 гг. в среднем на 13 процентов в год, на 9,2 процента в 2020 году и на 12,8 процента в 2021-м. Ничего загадочного или конспирологического. Пожалуй, мы видим здесь просто неожиданно сильную истерическую реакцию по поводу обычной работы рынков в условиях подъёма после рецессии.
Риск поставщиков газа понятен – при высоких ценах импортёры их не любят. Исключение составляют США с их 150 долларами за 1 тысячу кубов газа на внутреннем рынке и издержками доставки в районе 300–350 долларов. Поэтому их экспорт сначала ушёл в Азию за 1 тысячу долларов – очень выгодный бизнес. В августе 2021 года экспорт из США в ЕС стоил 500 долларов, зимой-весной 2022 года 1 тысячу долларов, а в начале августа 2022 года – 2 тысячи долларов. Экспортная цена газа от Газпрома в ЕС в 2020 году была около 140 долларов за 1 тысячу кубометров, но ни это, ни сорок лет фактически бесперебойных поставок газа в ЕС, на чём в значительной степени базировалось континентальное благополучие, не вызывало особой рефлексии.
Риск импортёров газа в условиях подорожания образца 2010-го или 2021 года понятен – крупные энергетические посредники оказываются между своими внутренними тарифами для населения и бизнеса (которые, так исторически сложилось, невысоки) и быстро дорожающими поставками. Но это финансовый риск, и он решается либо финансовым сектором, либо государством – в зависимости от уровня благосостояния страны, правовых особенностей, а в конечном итоге перекладывается на потребителя. Тут начинаются различия между развитыми странами и странами, развитыми не очень. Состоятельные слои легко переносят рост цен на моторное топливо, газ и электроэнергию, а бедным тяжело. Следовательно, появляются социальные риски.
Непростая ситуация складывается у бизнеса ЕС в области газохимии, с азотными удобрениями. Мировая конкуренция – дело беспощадное, а с ценами более 500 долларов осенью 2021 года уже падало потребление газа в промышленности ЕС. Выигрыш, естественно, у американских поставщиков, ввиду большого разрыва с ценой газа в издержках в США. Сейчас – при ценах 1–2 тысячи – возникает ещё вопрос о стоимости заполнения подземных хранилищ газа (ПХГ) в ЕС. Закачиваемые в ПХГ миллиарды кубометров превосходят по цене исторические уровни, так что текущие импортные цены превратятся в издержки для предприятий и граждан зимой. Каков «объём вопроса»? ЕС потребил порядка 450 миллиардов кубометров в 2021 году, а перед зимним сезоном в ПХГ накапливается обычно порядка 100 миллиардов. Низкий уровень накопленных запасов осенью 2021 года вызвал панику и спекулятивный рост цен (с 500 до 1 тысячи долларов за тысячу кубометров). Однако зимой в Европе холода были обыкновенными, и ничего драматического не произошло. Никто не остался без тепла, хотя, конечно, газ стал дорог, «как в Азии», и для жителей, и для промышленности. Память о цене в 140 долларов в 2020 году была важным фактором, но дешёвый газ – это не привилегия ЕС, а редкое временное сочетание факторов, в частности российских поставок.
Ценовая ситуация 2021 года уже вызвала частичный возврат к использованию угля на ТЭС в ЕС. Это грозит потерей времени при попытке предотвратить потепление климата к концу столетия. Зелёные и метеорологи и так сетовали, что снижение выбросов парниковых газов в 2015–2019 годах идёт недостаточно быстро. 2020 года породил «коронавирусную иллюзию» о скором достижении климатического баланса, но теперь происходит несколько процессов, которые ухудшают ситуацию. Во-первых, это, конечно, возврат угля, спрос на углеводородное топливо, особенно в Китае, но и в ЕС тоже. Во-вторых, финансовые средства, видимо, переключаются на адаптацию энергетических систем к санкционному режиму, помощь бедным, а не на дорогостоящий энергетический переход.
Не исключено (надо будет подсчитать по итогам 2022 года), что мир потерял не один только 2021 год, а ещё пару лет на пути к декарбонизации экономической жизни. Климатический риск возрастает.
Пора задуматься о трудностях перестройки работы энергетических систем с трубопроводных поставок на СПГ, которые принципиально должны заместить некоторые функции газовых трубопроводов помимо просто наличия требуемых объёмов газа. Российский СПГ – тоже фактор в снабжении Европы или Азии в зависимости от цен и условий. Речь идёт о дополнительных поставках газа зимой в условиях холодов, что традиционно было включено в российские контракты с поставщиками по трубопроводам. Видимо, компьютерные модели показывают континентальный баланс газа в ЕС на зиму с учётом сокращения спроса. В жизни всё несколько сложнее – во всех странах ЕС разная роль газа в производстве электроэнергии, в промышленности, разные возможности замещения газа мазутом, углём или атомной энергией.
Намерение ЕС снизить общее потребление газа на 15 процентов к марту 2023 года, наверное, выполнимо, особенно в условиях повторения умеренных холодов этой зимой. Но тяготы экономии будут распространяться по странам неравномерно, а логистика поставок больших объёмов газа с помощью танкеров на целый континент (особенно зимой) с разнородными потребителями никогда не практиковалась. Исторически в Европе только Испания и Португалия (а в Азии – Япония и Индия) полагались на СПГ. Выполнимость задачи продвигать гигантские объёмы газа не с Востока на Запад по трубопроводам, а от портов по берегам внутрь континента – зависит от многих факторов, в частности наличия танкеров, портов.
Зимой 2021 года Газпром по всем направлениям поставлял в Европу порядка 450 миллионов кубометров в день. Сейчас, кроме поставок по «Северному потоку – 1», сократились поставки странам, которые отказались платить за газ в рублях, что представляет собой некоторую защиту от экспроприации экспортной выручки. В начале августа этого года поток газа в ЕС сжался по примерно 100 миллионов кубометров в день: «Турецкий поток», от которого за вычетом потребления самой Турции в ЕС приходит порядка 20 миллионов; одна труба через Украину (отказ транзитёра использовать вторую) – это 40 миллионов кубометров в день; и 33 миллиона кубометров в день по «Северному потоку – 1».
С другой стороны, ПХГ в ЕС заполнены на 70 процентов плюс. Это выше, чем в 2021 году, и, видимо, большого риска для населения нет . Никто не пострадает от физической нехватки, но, помимо проблем с логистикой, цена потребляемого из ПХГ газа будет заметно выше (раз в десять), чем в прошлом. Холода и пиковые нагрузки могут вернуть вопрос о балтийских маршрутах – «Северных потоках». Это будет актуально не только в грядущие зимние месяцы, но и в ближайшие годы, пока будут функционировать трубопроводы, которые исправно снабжали страны ЕС в прошлые десятилетия.
