Какие страны могут заместить российскую нефть в Европе?

Эмбарго ЕС на российскую нефть, которое вступает в силу в конце декабря 2022 г., повысило интерес к тому, какие страны могут претендовать на замещение поставок сырья из РФ? Экспорт нефти из России в ЕС в 2022 г. достиг 2,2 млн баррелей в сутки (б/с), следует из данных портала Trade Map, который агрегирует данные национальной таможенной статистики.

Наиболее благоприятным для Европы сценарием было бы снятие санкций с Ирана, который до введения эмбарго со стороны США экспортировал 2,6 млн б/с (не только в Европу, но и в другие регионы мира). Однако из-за американского эмбарго объем иранского экспорта снизился с 2,6 млн б/с в апреле 2018 г. до 0,9 млн б/с в апреле 2019 г. и 0,4 млн б/с в апреле 2020 г. Преимуществом иранской нефти является близость к Urals по физико-химическим свойствам, что потенциально выгодно для ряда европейских НПЗ, работающих на российском сырье: если у Brent содержание серы составляет 0,4%, то у Urals – 1,44%, а у иранского экспортного сорта Iranian Light – 1,46%.

Однако переговоры по иранской ядерной сделке, которые бы позволили Ирану вернуться на нефтяной рынок, буксуют: США и Франция в октябре заявили о возможности их сворачивания. Поэтому более вероятными претендентами на замещение российского сырья являются Саудовская Аравия, Кувейт и Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ), у которых есть незадействованные добывающие мощности: согласно вторичным данным ОПЕК, эти страны в сентябре 2022 г. добывали на 1,6 млн б/с меньше, чем в апреле 2020 г., когда был достигнут временный максимум добычи из-за того, что старая сделка ОПЕК+ уже «развалилась», а новая, подписанная на старте пандемии COVID-19, еще не вступила в силу.

Ограничением для этих трех стран являются квоты ОПЕК+, которые на последней встрече альянса были урезаны на 2 млн б/с. Однако если эта мера не подстегнет нефтяные цены, снизившиеся с июня 2022 г. со $120 до $90 за баррель, у Саудовской Аравии, Кувейта и ОАЭ исчезнут стимулы к сдерживанию добычи. Тем более что объем добычи в этих странах легко варьировать благодаря специфике скважинного фонда и доминированию государственных монополий (Saudi Aramco, Kuwait Oil Company и, с некоторыми оговорками, ADNOC), которые фактически являются производственными подразделениями национальных энергетических регуляторов.

Дефицит инфраструктуры не даст США всерьез нарастить экспорт нефти в Европу

Нефтедобыча в США в последние недели балансирует вокруг отметки в 12 млн баррелей в сутки (б/с) – рекордного уровня с начала пандемии COVID-19, вскоре после которой добыча в Штатах снизилась с 13 млн б/с до 11 млн б/с. Вслед за добычей постепенно растет и экспорт: если в первом квартале 2022 г. его объем не поднимался выше 3,4 млн б/с, то в некоторые недели августа и сентября он превышал отметку в 4 млн б/с.

Правда, США по-прежнему всерьез уступают по объемам экспорта Саудовской Аравии, которая в 2021 г. поставляла за рубеж 6,5 млн б/с. Догнать ключевого производителям ОПЕК мешает нехватка экспортной инфраструктуры – в частности, глубоководных терминалов, способных обслуживать танкеры грузоподъемностью свыше 1 млн баррелей. Первый такой терминал в США был введен в строй в 2018 г. в морском порту Луизианы. Ряд компаний с тех пор анонсировали еще несколько проектов: речь идет о терминалах Blue Marlin (мощностью 1,9 млн б/с), Bluewater (1,9 млн б/с), GulfLink (1 млн б/с) и Sea Port Oil Terminal (2 млн б/с), которые планировалось построить на побережье Мексиканского залива.

Однако ни один из этих проектов до сих пор не получил разрешения со стороны Морской администрации США (MARAD), из-за чего американский экспорт нефти не сможет устойчиво превышать отметку в 4 млн б/с, даже несмотря на ее преодоление в некоторые недели и месяцы. Схожая проблема характерна и для канадского экспорта, который при всей значимости объемов (4 млн б/с в 2021 г.) практически полностью «завязан» на Северную Америку, из-за чего ключевые канадские сорта нефти торгуются с двузначным дисконтом в Brent и WTI. Решить эту проблему могло строительство трубопровода Keystone XL (мощностью 830 тыс. б/с), который должен был стать веткой системы Keystone, предназначенной для транспортировки нефти из крупнейшей канадской нефтеносной провинции Альберта к портам в Мексиканском заливе.

Однако строительство Keystone XL было приостановлено президентом США Джозефом Байденом в 2021 г. буквально на следующий день после инаугурации. В результате Канада так и осталась региональным поставщиком нефти, хотя вывод канадского сырья на мировой рынок, как и строительство экспортной инфраструктуры в США могло бы всерьез содействовать снижению цен.

Цены на уголь в Европе в 2023 году вернутся на докризисный уровень

Отчетливый тренд последних полутора месяцев – снижение цен на уголь в Европе: по данным лондонской биржи ICE, фьючерс на энергетический уголь с привязкой к хабу в Роттердаме снизился с $390 за тонну 5 сентября до $268 за тонну 19 октября.

Главной причиной является постепенная стабилизация экспортно-импортных потоков, которая наступает по мере адаптации потребителей к отсутствию российского угля на европейском рынке. Россия до наступления эмбарго ЕС была ведущим поставщиком этого сырья в Евросоюзе: по данным портала Trade Map, агрегирующего национальную таможенную статистику, доля России в структуре «внешнего» импорта энергетического и бурого угля в ЕС и Великобритании в 2021 г. составляла 70% (без учета торговли углем между странами региона), остальные 30% почти полностью приходились на Колумбию (13%), США (9%), ЮАР (3%) и Австралию (2%).

При этом европейский рынок сравнительно мал по мировым меркам. Так, если Великобритания и ЕС в 2021 г. импортировали 83 млн т бурого и энергетического угля, то Япония – 143 млн т, т.е. на 72% больше. И виной тому – отказ Европы от угольной генерации: выработка на угольных электростанция в ЕС в период с 2015 по 2021 г. снизилась в абсолютном выражении на 40% (до 436 тераватт-часов), а доля угля в структуре генерации – с 25% до 15%. К отказу от угля подталкивает жесткость «зеленого» регулирования: операторы европейских угольных электростанций обязаны закупать квоты на выбросы CO2, которые, к тому же, сильно дорожают. Если в январе 2021 г. цена тонны CO2 в Европейской системе торговли углеродными единицами (EU-ETS) составляла 34 евро, то в октябре 2022 г. она торговалась в диапазоне 66-70 евро.

Единственным фактором, по-прежнему поддерживающим угольные цены, останется удаленность от Европы крупнейшего в мире поставщика – Индонезии. Несмотря на традиционно низкую долю индонезийского угля в европейском импорте (менее 1% в 2021 г.), странам ЕС из-за отсутствия российского сырья придется конкурировать за поставки из Индонезии с азиатскими потребителями. Однако высокие запасы газа будут сдерживать спрос на уголь в электроэнергетике. Наряду с завершением логистической перестройки европейского рынка, это постепенно приведет к возвращению цен к уровням 2021 г., когда они находились вблизи $100 за тонну.

Продажа нефти из Стратегического резерва США больше не влияет на рынок

Минэнерго США в ближайшие дни выставит на продажу 15 млн баррелей нефти из Стратегического резерва (Strategic Petroleum Reserve – SPR), завершив тем самым полугодовое высвобождение 180 млн баррелей из SPR, что сопоставимо с почти двухдневным глобальным потреблением нефти.

Продажа нефти из SPR могла бы стать серьезным информационным поводом весной, когда начался взрывной рост цен на нефть из резко обострившихся геополитических рисков: средняя цена Brent, составлявшая $86 за баррель в январе 2022 г., в марте поднялась до $116 за баррель, а в июне – до $120 за баррель. Рынок на этом фоне прислушивался к любым сигналам, которые бы увеличивали предложение и могли бы хоть как-то сбить рост цен, которые впервые с осени 2014 г. преодолели отметку в $100 за баррель.

Однако сейчас для рынка определяющим является ужесточение политики Федеральной резервной системы (ФРС) США, которая уже пять раз в нынешнем году повышала ставку по федеральным фондам (до 3,25% по итогам заседания 21 сентября против 0,25% в начале года). Наряду со сворачиванием программы количественного смягчения, это лишает рынок «дешевых» денег, которые были одним из драйверов бурного восстановления сырьевых фьючерсов после прохождения пика пандемии COVID-19. При этом на котировки также давят риски торможения мировой экономики, которые в полной мере дадут о себе знать в следующем году: согласно июльскому прогнозу Международного валютного фонда (МВФ), прирост ВВП в развитых странах в 2023 г. должен был составить 1,4%, однако в октябре МВФ понизил свой прогноз до 1,1%.

Баррель Brent в сентябре 2022 г. «подешевел» до $90, а в последней декаде октября и вовсе опустился ниже этой отметки. Альянс ОПЕК+ на последнем заседании попытался переломить этот тренд, объявив о сокращении квот на 2 млн баррелей в сутки (б/с). Ключевая интрига ближайших недель и месяцев заключается в том, какие риски инвесторы сочтут более значимыми: риск сокращения глобального спроса из-за торможения мировой экономики наряду с дальнейшем отказом ФРС от политики «дешевых» денег, или же риск региональных дефицитов сырья, которые могут возникнуть из-за эмбарго ЕС на морской импорт нефти из России и консерватизма ОПЕК в политике квот, из-за чего Саудовская Аравия, Кувейт и Объединенные Арабские Эмираты не будут задействовать пустующие добывающие мощности (их суммарный объем составляет не менее 1,6 млн б/с, что эквивалентно 70% прошлогодних поставок России в страны Евросоюза).

Предложения Еврокомиссии усилят давление на газовые цены

Еврокомиссия выступила с пакетом инициатив по регулированию газового рынка. Предложенные меры можно сгруппировать в три основные категории:

• Совместная закупка газа: компании-импортеры стран-членов ЕС должны будут обеспечивать не менее 15% собственных потребностей в закачке газа в подземные хранилища (ПХГ) за счет механизма совместных закупок. При этом Еврокомиссия должна в обязательном порядке информироваться о каждой закупке объемом свыше 5 тераватт-часов (чуть менее 500 млн кубических метров);

• Внедрение динамического потолка цен: на крупнейшем в Европе хабе TTF будет установлен лимит на рост цен внутри торгового дня – при превышении этого лимита сделки будут признаваться недействительными;

• Создание нового бенчмарка для торговли сжиженным природным газом: эта мера призвана разделить торговлю трубопроводным и сжиженным природным газом (СПГ), которая сейчас полностью завязана на индекс TTF; по мнению Еврокомиссии, TTF уже не отражает реальной стоимости сделок с СПГ.

В целом, Еврокомиссия не предложила радикальных шагов, наподобие ценовых ограничений для отдельных стран-поставщиков газа. Однако эффективность предложенных мер будет различной.

Наиболее действенным может стать динамический потолок цен: согласно сообщениям Bloomberg, его величина составит 5% – в таком случае лимит действительно может сгладить внутридневные колебания цен. Менее эффективной может оказаться совместная закупка газа: разовые крупные закупки могут дополнительно подогревать цены, и именно с этим связано обязательство информировать о таких закупках Еврокомиссию – регулятор, по всей видимости, опасается ситуативного ажиотажного спроса в условиях временного дефицита. Наконец, конфигурация нового бенчмарка остается неопределенной: пока не ясно, будет ли он включать только новые контракты на поставку СПГ или же учитывать также действующие соглашения.

Энергокризис привел к росту интереса к малым атомным реакторам

Одним из последствий энергокризиса стал резкий рост интереса к малым модульным реакторам (ММР) – атомным электростанциям малой мощности, сборка которых осуществляется на заводе-изготовителе и которые уже в готовом виде доставляются к месту эксплуатации. Одним из первых подобных проектов стала плавучая атомная теплоэлектростанция «Академик Ломоносов» мощностью 70 мегаватт (МВт), которая была собрана в Санкт-Петербурге, а затем отбуксирована в Певек (Чукотский АО) транзитом через Мурманск, где проходила загрузка ядерного топлива.

Проекты наземных модульных реакторов появляются за рубежом. Так, в августе 2022 г. Комиссия по ядерному регулированию США выдала сертификат безопасности для ММР, разработанного компанией NuScale. Площадкой для первой АЭС этого типа станет Национальная лаборатория Айдахо, где будет построено 6 ММР общей мощностью 300 МВт. При этом NuScale в нынешнем году подписала контракт на сооружение 6 ММР в Румынии общей мощностью 462 МВт. Схожий проект собирается реализовать и британская Rolls-Royce, которая в прошлом году создала специальное подразделение для проектировки ММР – Rolls-Royce SMR, которое совместно с французской BNF Resources и Exelon Generation планирует наладить выпуск станций, каждая из которых будет занимать площадь двух футбольных полей и сможет снабжать 1 млн домохозяйств.

Интерес к ММР связан с «низкоуглеродным» характером атомной энергии: по оценке Межправительственной группы экспертов по изменению климата (IPCC), удельный объем выбросов CO2 при выработке электроэнергии на АЭС (12 граммов CO2-эквивалента на киловатт-час) в 40 с лишним раз ниже, чем на газовых станциях (490 граммов на кВт*Ч), и почти в 70 раз, чем на угольных (820 граммов на кВт*Ч). При этом АЭС отличаются большей стабильностью в подаче энергии, чем ветровые и солнечные генераторы: по данным Управления энергетической информации (EIA), средняя загрузка АЭС в США в 2021 г. составляла 93%, тогда как для ветроустановок этот показатель составлял 35%, а для фотоэлектрических панелей – 25%.

Однако слабостью атомной энергетики остается высокая капиталоемкость: по оценке МЭА, в текущих регуляторных условиях удельные капитальные затраты на строительство АЭС в США ($5000 киловатт мощности) кратно повышают аналогичный показатель для газовых ($1000 на кВт) и угольных электростанций ($2100 на кВт). Поэтому большинство современных атомных проектов, так или иначе, зависят от господдержки. От того, сумеют ли операторы ММР снизить удельные капитальные издержки, будет зависеть коммерциализация малых модульных реакторов.

Эмбарго на нефтепродукты делает бессмысленным демпфер

Эмбарго ЕС на импорт нефтепродуктов из России, которое вступит в силу в феврале 2023 г., ставит под вопрос целесообразность демпфирующего механизма, который призван компенсировать величину экспортной альтернативы.

Несколько упрощая, демпфер действующим образом: правительство компенсирует нефтяникам разницу между ценами внешнего рынка и условной внутренней ценой, которая в 2022 г. была повышена с 52 300 до 55 200 рублей за тонну бензина. Если цена внешнего рынка превышает условную внутреннюю, то правительство компенсирует часть разницы производителям нефтепродуктов – при обратной ситуации уже нефтяники доплачивают в бюджет.

Рост цен на сырьевых рынках в нынешнем году благоволил нефтяникам: если за весь 2021 г. они получили из федерального бюджета 675 млрд руб., то по итогам первых девяти месяцев 2022 г. объем выплат по демпферу достиг 1 840 млрд руб., согласно данным Минфина. При этом, несмотря на снижение цен в оптовом сегменте, розничная стоимость топлива почти не меняется: под данным ЦДУ ТЭК, средняя оптовая цена бензина АИ-92 в период с марта по сентябрь 2021 г. упала на 6%, тогда как в рознице снижение цен составило лишь 1%.

Эмбарго ЕС ударит по экспорту нефтепродуктов, который, к тому же, в бензиновом сегменте никогда не был значимым: например, в 2021 г. на долю экспорта приходилось лишь 10% от его производства (4 млн т из 40,8 млн т). Несколько иная картина характерна для дизельного топлива (ДТ), в производстве которого в 2021 г. доля экспорта составила 50% (40,3 млн т из 80,3 млн т). При этом для производителей ДТ важную роль играет европейский рынок: по данным ФТС, в 2021 г. на долю ЕС и Великобритании пришлось 79% экспорта летнего ДТ из России (24,1 млн т из 30,7 млн т). Однако невозможность поставок в ЕС приведет к сильному профициту на внутреннем рынке ДТ, что само по себе будет давить на цены и дополнительно обессмыслит демпфер.

Для снижения топливных цен нужно сокращать акцизы и повышать биржевые нормативы

Из-за потери смысла в демпфирующем механизме правительству придется искать новые инструменты для снижения топливных цен. Набор таких инструментов, в идеале, должен отвечать трем критериям:

• Во-первых, быть простым в администрировании. Нефтепереработка в последние годы «обрастала» все большим количеством косвенных механизмов поддержки: это и обратный акциз на нефтяное сырье, и инвестиционный коэффициент, который учитывает затраты компаний на модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей, и сам демпфер, параметры которого правительство неоднократно меняло с момента введения в 2018 г.;

• Во-вторых, он должен решить проблему роста цен в рознице. Как уже упоминалось выше, снижение цен в оптовом сегменте, происходящее под влиянием сокращения топливного спроса, пока что не приводит к удешевлению топлива в рознице. Новый механизм должен стимулировать компании к снижению цен на АЗС без административного принуждения.

• Наконец, в -третьих, новый механизм не должен нуждаться в постоянной корректировке: он должен носить долговременный характер и при этом содержать автоматические механизмы «подстройки», не требующие специального законодательного регулирования.

И здесь напрашиваются три решения:

• Более чем двукратное сокращение акцизов – до уровня 2015 г., когда акциз на бензин 5 класса составлял 5 530 рублей за тонну (против нынешних 13 793 руб./т), а акциз на ДТ 5 класса – 3 450 руб./т (против 9 556 руб./т). При этом акцизы должны будут ежегодно индексироваться по инфляции;

• Полный отказ от демпфера, который теряет смысл в условиях эмбарго ЕС, а также ликвидация некоторых компенсаторных механизмов, которые действуют в нефтепереработке: в их числе – инвестиционный коэффициент, вычеты по которому в 2021 г. составили 49 млрд руб. Такой шаг позволит минимизировать потери Минфин из-за снижения акцизов, часть поступлений по которым направляется в федеральный бюджет;

• Увеличение норматива биржевых продаж – с нынешних 12% для бензина и 8,5% для ДТ до 25% (по крайней мере, для НПЗ, расположенных в европейской части России). Это увеличит доступ к сырью для независимых АЗС, из-за чего у АЗС крупных компаний будет меньше возможностей для взвинчивания цен без угрозы потери рынка.

НДД и льготы по НДПИ на нефть необходимо заменить счетным налогом на добычу

Поступления по налогу на дополнительный доход (НДД) по итогам первых девяти месяцев 2022 г. достигли 1 374 млрд руб., превысив объем поступлений за весь 2021 г. (1 009 млрд руб.).
Однако при этом в период со II по III квартал 2022 г. сборы по НДД снизились вдвое – с 800 млрд руб. до 350 млрд руб. согласно данным Минфина. Для сравнения: сборы по НДПИ на нефть за тот же период снизились на 27% (до 1 921 млрд руб.).

В отличие от НДПИ на нефть, НДД рассчитывается не от объемов добытого сырья, а от прибыли от его реализации. Внедрение НДД в 2019 г., де-факто, было частью налогового компромисса между нефтяниками и регуляторами. Правительство тогда начинало налоговый маневр, который предполагал поэтапное обнуление экспортных пошлин на нефть в обмен на пропорциональное повышение НДПИ: по оценке Минфина, благодаря расширению налоговой базы это должно было дополнительно принести в бюджет не менее 1 трлн руб.

При этом к началу налогового маневра НДПИ стал сильно «завязан» на механизм налоговых льгот: по оценке Минфина, доля льготируемой добычи выросла с 26,7% в 2013 до 46,7% в 2019 гг. Внедрение НДД позволяло Минфину частично решить проблему «разбухания» льгот, а нефтяникам – получить возможность использовать облегченный налоговый режим на четырех категориях месторождений (в том числе, на месторождениях Восточной Сибири с выработанностью не более чем 5%) без «выбивания» новых льгот из Минфина. Однако это не отменило ключевого недостатка НДД: этот налог создает стимулы для наращивания операционных расходов, величина которых прямо влияет на налоговую базу.

Выходом мог бы стать отказ от НДД и отмена института налоговых льгот, одновременно с переходом на счетную модель НДПИ: такая модель должна учитывать свойства добываемого сырья (плотность, вязкость, содержание серы и парафинов), регион (Арктика, Поволжье, Западная Сибирь, Восточная Сибирь, Сахалин) и вид добычи (наземная, морская), а также выработанность месторождений, уровень развития инфраструктуры и удаленность от магистральных трубопроводов. Эти данные содержатся в лицензиях на месторождения, которые достаточно сделать публичными. Учитывая сравнительно малое количество действующих количество месторождений (2 700), такая реформа точно не будет сложнее перехода на автоматизированную систему «ЕГАИС лес», в которой с 2015 г. контролируются все сделки с древесиной в России.

«Северным потокам» потребуется замена из-за коррозии на сварочных швах

Аварии на двух нитках «Северного потока-1» и одной из веток «Северного потока-2», которая не использовалась для поставок газа в Европу из-за санкций США, привели к дополнительному сокращению экспорта «Газпрома» в ЕС: если за первые 30 дней августа 2022 г. его среднесуточный объем составлял 119 млн кубических метров, то в период с 31 августа по 25 сентября (после начала плановой профилактики на «Северном потоке-1») он сократился до 82 млн куб. м/сут., а с 26 сентября по 5 октября (уже после инцидентов в Балтийском море) – до 73 млн куб. м/сут., согласно данным Европейской ассоциации газотранспортных систем (ENTSOG).

По оценке компании Blueye Robotics, проводившей оценку состояния «Северного потока-1» с помощью подводного дрона, поврежденными оказались не менее 50 метров трубопровода, который в результате стал заполняться морской водой. Учитывая негативный санкционный фон, «Газпрому» вряд ли удастся в ближайшее время нанять суда-трубоукладчики для проведения ремонтных работ. Поэтому через два-три месяца сварочные швы поврежденных ниток начнут покрываться коррозией: швы, в отличие от основной части трубопровода, не оснащены специальным защитным покрытием, из-за чего даже в случае восстановления 50-метрового участка, газопровод все равно будет непригоден для эксплуатации.

Поэтому трем из четырех ниток «Северных потоков» потребуется повторная укладка по морскому дну. В противном случае будут обесценены инвестиции не только в строительство Nord Stream 1 и Nord Stream 2, которые оценивались в не менее чем 7,4 млрд и 9,5 млрд евро соответственно, но и в сооружение подводящих веток, предназначенных для транспортировки газа с Ямала:

• Две нитки газопровода «Бованенково – Ухта» (из Ямала в республику Коми), общая стоимость которых составляла 990 млрд руб. в ценах 2008 г.;

• Две нитки газопровода «Ухта – Грязовец» (из республики Коми в Вологодскую область), общая стоимость которых составляла 449 млрд руб. в ценах 2010-2011 гг.;

• Газопровод из Грязовца к компрессорной станции (КС) Славянская в Ленинградской области;

• 4 нитки газопровода от КС Славянская до береговой линии Балтийского моря;

• Непосредственно сама КС Славянская той же мощностью, что и все 4 нитки «Северного потока-1» и «Северного потока-2» (55 млрд куб. м в год).

Как видно, строительство газопровода «Бованенково – Ухта» и «Ухта – Грязовец» обошлось не менее чем 1,35 трлн руб., превысив стоимость «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ поставляется в Китай. Если три из четырех ниток «Северных потоков» не будут восстановлены, а Nord Stream 2 не выведен из-под санкций, эти инвестиций будут закопаны в землю.

Спад добычи угля в Кузбассе достиг 10%

Добыча угля в Кузбассе – крупнейшем угольном бассейне России – снизилась в августе 2022 г. на 10,4% в годовом выражении (на 2,1 млн т, до 18,2 млн т). Падение добычи по итогам первых восьми месяцев 2022 г. составило 9,1%: если с января по август 2021 г. в Кузбассе было добыто 157,2 млн т угля, то за аналогичный период 2022 г. – 142,9 млн т.

Одним из главных драйверов спада угледобычи стало эмбарго ЕС, которое вступило в силу августе 2022 г. Угледобыча – экспортоориентированная отрасль: доля экспорта в структуре добычи в 2021 г. достигла 51%. Поэтому для российских производителей будет чувствительной потеря европейского рынка, даже с учетом энергоперехода, из-за которого выработка на угольных электростанциях в ЕС в период с 2015 по 2021 гг. снизилась на 40%. Тем долее что к эмбарго ЕС фактически присоединились Великобритания, объявившая весной о намерении отказаться от российского сырья, и Норвегия, запретившая судозаходы российских танкеров.

Доля ЕС, Великобритании и Норвегии в 2021 г. в экспорте бурого и каменного энергетического угля из России в 2021 г. составила 25% (47,2 млн т из 191,4 млн т, согласно данным Федеральной таможенной службы). Чуть менее значимым европейский рынок является для производителей коксующегося угля: доля ЕС и Великобритании (без учета Норвегии, не импортировавшей коксующийся уголь из РФ) в экспорте этого сырья в 2021 г. достигла 11% (3,4 млн т из 31,8 млн т). Однако на долю коксующегося угля в 2021 г. пришлось лишь 14% российского угольного экспорта, поэтому ситуация в этом сегменте несильно влияет на общее положение отрасли.

Переориентация поставок в Азию осложнена высокой удаленностью Кузбасса от экспортных портов на Дальнем Востоке (Владивосток, Ванино, Восточный, Находка). Наличие высокого логистического плеча дополняется отсутствием гарантированного доступа к инфраструктуре Восточного полигона (Транссибирской и Байкало-Амурской ж/д магистралей), где весной 2022 г. были отменены Правила недискриминационного доступа (ПНД). В результате РЖД теперь самостоятельно определяет, какие грузы являются приоритетными, и здесь ключевую роль играет низкая маржинальность перевозки угля: доходная ставка РЖД при экспорте угля в 2021 г. составляла 195 копеек на 10 тонно-километров, что кратно ниже аналогичного показателя для черных металлов (687 коп./10 т-км), а нефти и нефтепродуктов (805 коп./10 т-км). Наряду с грядущим повышением налогов на отрасль, это обернется усилением спада угледобычи в 2023 г.

Китай в первой половине года обеспечил 75% глобального ввода прибрежных ВЭС

Китай в первой половине нынешнего года обеспечил 75% общемирового ввода прибрежных ветроэлектростанций (ВЭС), следует из отчета World Forum Offshore Wind: если в КНР в период с января по июнь 2022 г. было подключено к общей сети 5,1 гигаватт (ГВт) прибрежных ВЭС, то по всему остальному миру – «лишь» 1,7 ГВт.

Всего в Китае за первую половину года было введено в строй 25 прибрежных ВЭС, тогда как во всех других странах – 8, из них 5 пришлись на Вьетнам, а остальные 3 – на Великобританию, Италию и Южную Корею. Общемировая мощность действующих надводных ВЭС к началу июля достигла 54,9 ГВт, из которых 45% (24,9 ГВт) приходится на Китай; количество действующих надводных ВЭС достигло 248, из которых 134 расположены в Азии, 112 – в Европе и еще 2 – в США.

Схожее соотношение характерно и для сегмента строящихся надводных ВЭС: к июлю 2022 г. на стадии строительства в мире в целом находилось 11,9 ГВт мощностей, из них 50% (5,9 ГВт) приходилось на Китай, Тайвань, Японию и Вьетнам, а остальные 50% (6 ГВт) – на страны Европы, в том числе Нидерланды, Великобританию, Францию, Германию и Норвегию. Число строящихся надводных ветрокомплексов достигло 29: из них 17 расположены в Китае, Тайване, Японии и Вьетнаме, а 12 – в странах Европы.

Доминирование Китая в морской ветроэнергетике отчасти связано с эффектом так называемых «зеленых» тарифов (feed-in-tariffs), которые до недавнего времени обеспечивали поставщикам «чистой» энергии гарантии подключения к общей сети, покупку всего объема произведенной электроэнергии, а также выплату фиксированной надбавки к операционным издержкам. Однако с ноября 2021 г. Китай приостановил выдачу «зеленых» тарифов для еще не реализованных проектов, в том числе из-за наличия рыночных преимуществ в возобновляемой энергетике.

​​Отмена «зеленых» тарифов не пошатнет лидерство Китая в солнечной энергетике

Отказ Китая от «зеленых» тарифов, упомянутый выше, вряд ли поколеблет его лидерство в солнечной энергетике: в 2021 г. на долю КНР пришлось 40% общемирового ввода фотоэлектрических панелей (53 ГВт из 133 ГВт), согласно данным исследовательского центра Ember. Для сравнения: доля ЕС и Великобритании в 2021 г. составила 16% (22 ГВт).

Залогом конкурентоспособности Китая остается наличие собственной сырьевой базы, удешевляющей выпуск солнечных батарей: КНР является мировым лидером по производству кремния, занимая при этом второе место по добыче серебра, т.е. компонентов, которые используются в производстве фотоэлектрических панелей. Это косвенно подтверждают оценки Международного энергетического агентства (МЭА), согласно которым в 2020 г. удельная стоимость строительства солнечных электростанций в КНР ($650 на киловатт кВт мощности) была на 60% ниже, чем Соединенные Штаты ($1 100 на киловатт), которые по производству кремния и серебра занимали в 2021 г. пятое и девятое общемировое место соответственно.

При этом в ближайшие годы удельные капитальные издержки будут снижаться благодаря инновациям в солнечной энергетике. Пример тому – французский стартап Rosi Solar, который в начале нынешнего года предложил применять высокотемпературный пиролиз для «отслоения» серебра и кремния от солнечных ячеек, что откроет возможности для повторного использования этих материалов при производстве фотоэлектрических панелей. В свою очередь, австралийская компания SunDrive нашла способ использования меди вместо серебра в качестве проводника электрического тока: учитывая более почти 80-кратную десятикратную разницу в стоимости этих металлов, коммерциализация технологии, позволяющей наносить медь на кремниевые пластины, может сделать солнечную энергетику еще более доступной.

Газовые войны привели к буму строительства СПГ-терминалов в Европе

Скопление у берегов Испании и Португалии танкеров с сжиженным природным газом (СПГ), которые не могут разгрузиться из-за отсутствия свободной принимающей инфраструктуры, породило волну сообщений о дефиците мощностей по регазификации СПГ в Европе. Однако в ближайшие годы эта проблема может быть решена за счет новых инфраструктурных проектов.

По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. в Европейском Союзе (без учета Норвегии и Великобритании) действовало 29 терминалов по регазификации СПГ общей мощностью 163,1 млрд куб. м в год: из них 6 приходились на Испанию (общей мощностью в 60 млрд куб. м в год), 5 – на Италию (на 17,4 млрд куб. м в год), 4 – на Францию (на 34,8 млрд куб. м), а 14 – на все прочие страны ЕС. Для сравнения: объем импорта СПГ в ЕС в период с 1 октября 2021 г. по 30 сентября 2022 г. достиг 93 млрд куб. м, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). При этом в одних странах не хватает мощностей для приема СПГ в периоды пикового спроса (как это видно на примере Испании и Португалии), а в других – терминалы полностью отсутствуют (как в Германии, где нет ни одного терминала по регазификации СПГ).

Однако уже в ближайшие годы количество терминалов и их общая мощность должны резко возрасти. К июлю 2022 г. в ЕС на стадии строительства находилось 8 терминалов общей мощностью 32,1 млрд куб. м в год, на предынвестиционной стадии – еще 31 терминал на 173,8 млрд куб. м в год. Крупнейшей страной-оператором таких проектов является Германия, где в фазе строительства находится 1 терминал на 7,5 млрд куб. м в год, а на предынвестиционной стадии – еще 7 терминалов на 58,8 млрд куб. м в год. Среди других стран наибольшее число новых проектов расположено в Бельгии, где сейчас строится 2 терминала на 8,2 млрд куб. м в год, а также в Ирландии, Греции и Италии, где на предынвестиционной стадии находятся по 4 проекта мощностью 10,7 млрд куб. м, 20 млрд куб. м и 24,9 млрд куб. м в год соответственно.

​​Ренессанс угля в Европе на поверку является лебединой песней

Выработка электроэнергии из угля в Европейском Союзе (ЕС) по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 13% в сравнении с аналогичным периодом 2021 г., до 322 тераватт-часов (ТВт*Ч), а доля угля в структуре генерации увеличилась с 15% до 17%.

Угольная генерация в ЕС тем самым второй год подряд демонстрирует двузначный прирост: объем выработки из угля в 2021 г. в ЕС увеличился на 20% (до 436 ТВтЧ), а доля угля в структуре генерации выросла с 13% до 15%. Однако оба этих показателя все равно сильно уступали уровню 2015 г., когда выработка из угля в абсолютном выражении составила 705 ТВтЧ, а ее доля в структуре генерации – 25%. Причина тому – вывод угольных электростанций из эксплуатации, который ускорился в ЕС во второй половине 2010-х: если в период с 2010 по 2015 гг. мощность действующих электростанций в Великобритании и нынешних странах ЕС снизилась на 22 ГВт, то в период с 2016 по 2021 гг. – на 53 ГВт, согласно данным исследовательского центра Ember.

Соответственно, если в 2015 г. мощность угольных электростанций в ЕС и Великобритании составляла 170 ГВт, то в 2021 г. – лишь 117 ГВт. Как следствие, для восстановления прежних позиций угля в европейской электроэнергетике нет необходимых генерирующих мощностей. Поэтому нынешний двузначный прирост угольной генерации – лишь результат более высокой загрузки мощностей, которые еще остались в строю. При этом энергокризис не заставил страны ЕС отказаться от намеченного плана по полному отказу от угольной генерации: Португалия пошла на этот шаг в, последовав примеру Бельгии (2016), Австрии и Швеции (2020); до 2025 г. полностью отказаться от угля в электроэнергетике собираются Франция, Великобритания, Италия и Ирландия, а до 2030 г. – Греция, Финляндия, Нидерланды, Дания, Венгрия и Словакия.

​​Дефицит сырья не привел к сокращению газовой генерации в ЕС

Выработка электроэнергии из газа в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 8%, до 382 тераватт-часов (ТВт/Ч), следует из оперативных данных исследовательского центра Ember. Доля газа в структуре генерации выросла за этот период с 18% до 20%.

Приросту газовой генерации способствовало увеличение импорта сжиженного природного газа (СПГ): поставки СПГ с регазификационных терминалов в трубопроводные системы стран-членов ЕС выросли с 216 млн кубических метров в сутки в IV квартале 2021 г. до 321 млн куб. м/сут, а во II и III кварталах достигли 338 млн куб. м/сут. и 318 млн куб. м/сут. соответственно, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). Как следствие, несмотря на сокращение трубопроводных поставок из России, суммарный газовый импорт в ЕС увеличился с 995 млн куб. м/сут. в IV квартале 2021 г. до 1 045 млн куб. м/сут. в I квартале 2022 г. и 1 055 млн куб. м/сут. во II квартале. В III квартале газовый импорт снизился на 15% (до 894 млн куб. м/сут.), однако это не обернулось сокращением темпов закачки газа в хранилища, которые к 1 октября были заполнены на 89% (против 75% годом ранее).

Правда, риски дефицита сырья могут отразиться на темпах строительства газовых электростанций в Европе, которые в последние годы и без того сильно замедлились: если в период с 2006 по 2010 гг. в ЕС и Великобритании мощность действующих газовых станций увеличилась на 52 ГВт, а в 2011-2015 гг. – на 31 ГВт, то за 2016-2020 гг. она снизилась на 0,5 ГВт. При этом к июлю 2022 г. на стадии строительства в ЕС и Великобритании находилось «лишь» 10 ГВт газовых электростанций, тогда как в Китае – 32 ГВт. Несколько иная картина характерна для тех электростанций, которые находятся на предынвестиционной стадии (54 ГВт в ЕС и Великобритании против 29 ГВт в Китае). Однако газовый кризис может вынудить пересмотреть планы те компании, которые анонсировали новые проекты и начали поиск инвесторов, но еще не приступили к строительству мощностей.

​​Солнечные панели стали локомотивом развития ВИЭ в Европе

Лидером по темпам прироста выработки в ЕС оказались солнечные генераторы, которые за первые девять месяцев 2022 г. нарастили производство электроэнергии на 26% в сравнении с аналогичным периодов 2021 г. (до 167 тераватт-часов – ТВт/Ч). Ключевым фактором стала загрузка станций, которые были введены в 2021 г., когда мощность солнечных панелей в ЕС увеличилась на 15%, или на 21 гигаватт (ГВт), что стало самым сильным абсолютным приростом за последние 10 лет.

▪️Фактор использования новых мощностей был главным и в ветровой энергетике: в 2021 г. установленная мощность ветрогенераторов в ЕС выросла на 6% (на 10 ГВт); во многом поэтому выработка на ветроустановках в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. увеличилась на 12% (до 291 ТВт/Ч);

▪️Выработка на атомных электростанциях (АЭС) снизилась за тот же период на 16% (до 434 ТВт/Ч): сказался вывод трех ректоров в Германии (АЭС Гронде, АЭС Брокдорф и третий энергоблок АЭС Гундремминген), а также ремонты на французской АЭС Гравелин, второй по величине атомной электростанции в Европе: по данным энергоконцерна EDF, ремонт на ее втором блоке продолжался со 2 июля по 2 сентября 2022 г., а на пятом – с 16 апреля по 5 сентября 2022 г;

▪️Летняя засушливая погода способствовала снижению выработки на гидроэлектростанциях (на 24%, до 198 ТВт/Ч); сокращение выработки было также зафиксировано на биомассовых электростанциях (на 2%, до 88 ТВт/Ч) и всех прочих генераторах на ВИЭ (минус 5%, до 7 ТВт/Ч);

С учетом мазутных и дизельных электростанций, сокративших выработку на 7% (до 47 ТВт/Ч), объем генерации из всех источников в ЕС по итогам первых девяти месяцев 2022 г. снизился на 1% (до 1 936 ТВт/Ч). Отчасти это отражает торможение в европейской экономике, происходящее под влиянием высоких энергоцен: индекс PMI Composite, отражающий сводную динамику промышленности и сферы услуг, в октябре продемонстрировал снижение в Еврозоне шестой месяц подряд, достигнув низшего уровня с ноября 2020 г. (47,1).

​​Замедление прироста СПГ-мощностей будет оставаться риском для газовых цен

Китайские регуляторы в октябре запретили государственным компаниям-импортерам сжиженного природного газа (СПГ) перепродавать газ потребителям в Азии и Европе. Решение выглядит вполне очевидным на фоне переориентации Европы с трубопроводного газа на СПГ: если в IV квартале 2021 г. импорт СПГ в ЕС составил 14,6 млн т СПГ, то в I квартале 2022 г. – 21,3 млн т, а во II и III кварталах этот показатель достиг 22,6 млн т и 21,5 млн т соответственно, согласно данным Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG). Доля СПГ в структуре газового импорта ЕС выросла с 22% в IV квартале 2021 г. до 36% в III квартале 2022 г.

Однако переход Европы на СПГ создает риски для потребителей в других регионах мира. Во-первых, из-за межрегиональной «гонки» цен, которая уже внесла существенный вклад в беспрецедентный рост газовых котировок: если в период с 2016 по 2020 гг. средняя цена газа на ключевом в Европе хабе TTF была почти на 45% ниже средней цены СПГ в Азии в привязкой к корзине нефтепродуктов ($186 против $326 за тыс. куб. м), то в 2021 г. они были выше на 50% ($577 против $385 за тыс. куб. м), а в первые 9 месяцев 2022 г. – более чем вдвое ($1485 против $625 за тыс. куб. м). Соответственно, для переманивания поставщиков СПГ азиатским покупателям придется дополнительно накручивать цены.

Однако для многих потребителей в Азии более высокие цены просто недоступны, из-за чего переориентация Европы на СПГ может оставить их без необходимого сырья. Проблема усугубляется торможением ввода новых СПГ-мощностей: если в 2018 г. по всему миру было введено в строй 13 очередей общей мощностью 45,6 млн т СПГ в год, а в 2019 г. – 10 очередей на 16,7 млн т СПГ в год, то в 2020-2021 гг. количество новых очередей сократилось то 7 и 5 соответственно, а их общая мощность – до 5,8 млн т и 11,9 млн т СПГ в год. Рост предложения не поспевает за увеличением спроса, что и стало одной из причин нынешнего газового кризиса.

​​Азия будет оставаться драйвером газового спроса

Дискуссию вокруг расширения поставок российского газа на Восток, которая развернулась на недавней Российской энергетической неделе, было бы ошибкой сводить только к нынешней напряженности в отношениях России и Европы. Азия в ближайшие годы будет оставаться драйвером расширения спроса на газ в электроэнергетике.

☑️По данным Global Energy Monitor, к июлю 2022 г. на стадии строительства находилось 169,1 гигаватт (ГВт) газовых электростанций: из них на долю Европы приходилось лишь 6%, тогда как на долю Восточной Азии – 30%, а Юго-Восточной и Южной Азии – 8% и 4% соответственно. Треть строящихся мощностей приходилась на страны Ближнего Востока, которые, впрочем, обеспечены собственным сырьем;

☑️Схожее соотношение характерно и для строящихся терминалов по регазификации СПГ: к июлю 2022 г. мощность терминалов на стадии строительства достигла 193 млн т СПГ в год, из них 16% приходилась на Европу, тогда как доля стран Восточной Азии составляла 47%, а Юго-Восточной и Южной Азии – 11% и 17% соответственно. Тем самым на Азию приходится 75% потенциального прироста мирового спроса на газ.

Однако расширение поставок трубопроводного газа в Азию сопряжено либо с большими капитальными затратами, сопоставимыми с расходами на сооружение «Силы Сибири» (1,1 трлн руб.), по которой газ экспортируется в Китай; либо с физической невозможностью поставок из-за отсутствия сухопутных границ. Поэтому единственным реалистичным решением является строительство СПГ-мощностей, даже с учетом санкций на ввоз в Россию оборудования для крупнотоннажного производства СПГ: пока что лучше ограничиться использованием российских технологий для мало- среднетоннажного производства СПГ, которые использовались на Магнитогорском СПГ и четвертой очереди проекта «Ямал СПГ». Это обеспечит постепенный рост доли России на азиатском рынке и позволит избежать затрат, которые не удастся окупить в течение десятилетий.

​​Дерегулирование экспорта СПГ увеличит долю России на мировом рынке даже в условиях санкций

Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) из России увеличился с 10,8 млн т в 2016 г. до 29,7 млн т в 2021 г., следует из данных Международного газового союза. Доля России в глобальном экспорте СПГ выросла за этот период с 4% до 8%, и ключевую роль здесь сыграл запуск завода Криогаз-Высоцк мощностью 660 тыс. т в год, состоявшийся в апреле 2019 г., а также четырех очередей проекта «Ямал СПГ» общей мощностью 16,5 млн т в год, которые были поэтапно введены в строй в 2017-2021 гг. Однако еще больше проектов остались на бумаге, в том числе:

▪️Третья очередь действующего завода в порту Пригородное (проект «Сахалин-2»), которая бы увеличила его мощность с 9,6 млн т в год до не менее чем 14.4 млн т в год: ее строительство обсуждалось еще на этапе сооружения двух первых очередей, однако проект потерял ресурсную базу из-за санкций в отношении Южно-Киринского месторождения (август 2015 г.), для освоения которого требуются комплексы для подводной добычи;

▪️Проект «Штокмановский СПГ» мощностью 7,5 млн т в год, который «Газпром» планировал реализовывать на базе Штокмановского месторождения Баренцева моря совместно с французской Total и норвежской StatoilHydro (ныне – Equinor). В 2013 г. проект был официально закрыт;

▪️Проект «Печора СПГ» мощностью 4 млн т СПГ в год, который группа «Аллтек» планировала реализовать на базе Кумжинского и Коровинского месторождений Ненецкого АО. Оператору проекта не удалось получить лицензию на экспорт СПГ, из-за чего планы по вводу мощностей не были реализованы;

▪️Проект «Владивосток СПГ» мощностью 1,5 млн т в год, который впервые был заявлен «Газпромом» еще в 2013 г. и который изначально предполагал более высокую мощность (10 млн т в год) – проект остается в планах компании, но сроки его реализации сдвигаются из года в год.

Исправить положение может только полное дерегулирование экспорта СПГ: чтобы любая компания, построившая мощности по сжижению природного газа, могла осуществлять поставки за рубеж. Это обеспечит рост экспорта даже в условиях санкций на поставку в РФ криогенного оборудования.