Куда податься российскому газу?

В 2023 году в динамике добычи и экспорта российского природного газа было пройдено локальное дно. Уже начиная с августа 2023 г., оттолкнувшись от низкой базы второй половины 2022 г., физические показатели стали медленно восстанавливаться, и при отсутствии новых форс-мажоров эта тенденция выглядит вполне устойчивой и долгосрочной. Однако возращение к физическим значениям 2021 г. займет годы, а в части трубопроводного экспорта и стоимостных значений внешней торговли оно, возможно, не произойдет никогда. Это больно бьет по выручке и доходности газового бизнеса, что наглядно показали убытки Группы «Газпром» за 2023 год. Проблемы с экспортом, в свою очередь, порождают навязчивые дискуссии о необходимости повышения цен на газ для российских потребителей и о реформировании внутреннего рынка газа. Высокая рентабельность (сверхдоходность) экспорта газа действительно долгое время консервировала институциональную несбалансированность российской газовой отрасли. По существу, газовая отрасль остается всё постсоветское время в подвешенном состоянии, на полпути между плановой экономикой и полноценным рынком, утратив устойчивость первой и не выработав экономические механизмы саморегулирования, характерные для второй. Все участники рынка и регуляторы понимают и не отрицают, что в условиях долгосрочной потери экспортных доходов институциональные изменения в отрасли необходимы и неизбежны. Однако по-прежнему нет общего понимания, какими они должны быть.

При этом парадоксальным образом стратегическое видение развития российской газовой отрасли остается попрежнему выраженно экспортноориентированным. Это касается как действующих государственных стратегических документов (ЭС-2035, Генсхема газовой отрасли до 2035 г., Программа развития рынка СПГ и пр.) и заявлений федеральных чиновников последних двух лет, так и публичных корпоративных планов «Газпрома» и «НОВАТЭКа». На- сколько такой экспортный оптимизм обоснован в текущих сложных условиях и есть ли для него альтернатива?

В 2023 г. трубопроводные поставки в Европу снизились почти в три с половиной раза к уровню 2021 г. – до 46 млрд м³ в год. Из них, по данным зарубежных источников, 21,1 млрд м³ приходится на Турцию, 21,2 млрд – на ЕС (преимущественно Австрию, Словакию, Венгрию, Болгарию и Грецию) и еще 2,8 млрд м³ – на страны бывшей Югославии (Сербию, Северную Македонию, Боснию и Герцеговину). В первой половине 2024 г. наблюдается заметный рост поставок: украинский транзит в ЕС увеличился в январе-мае на 26,5% г/г, турецкий транзит в ЕС и страны бывшей Югославии – на 46,9%, общие оценочные поставки в ЕС – на 42,4%. Поставки в Турцию в январе-марте выросли на 26,8% г/г. По итогам 2024 г. это может обеспечить общий прирост экспорта в Европу на 3-4 млрд м³ в год (см. рис. 1).

Но рост 2024 г. почти наверняка сменится снижением уже в 2025 г. из-за ожидаемых проблем с украинским транзитом и, что даже более важно, ростом предложения СПГ в Европе. Мы полагаем, что при сохранении текущих геополитических отношений к 2027 г. трубопроводные поставки в ЕС и страны бывшей Югославии снизятся до 15 млрд м³ в год и стабилизируются на этом уровне, по крайней мере, до 2030 г. Украинский транзит к концу 2020-х гг., если не изменятся геополитические обстоятельства, полностью прекратится. До этого момента он будет, вероятно, обеспечиваться краткосрочным бронированием мощностей со стороны европейских контрагентов «Газпрома» – на этом будут настаивать Словакия и Австрия, которым до 2027-2028 гг. сложно полностью заместить российский газ.

Только в сценарии оттепели в отношениях с ЕС возмо- жен рост поставок газа, как по еще действующим долгосрочным контрактам, так и в большей степени – на спотовой основе. Оценки такого роста носят спекулятивный характер, но предельно возможный экспорт в ЕС даже в этом сценарии вряд ли превысит 40-50 млрд м³ в год, а, скорее всего, будет значительно ниже. Помимо политического недоверия и ожидаемого избытка СПГ на мировом рынке на российский экспорт будет давить и общее сжатие рынка. В 2023 г. потребление в ЕС упало до 330 млрд м³ в год (-20% к 2021 г.). Согласно официальным климатическим планам ЕС (REPowerEU, закон о климате и пр.), к 2030 г. оно должно сократиться до 240-260 млрд м³. Возможность столь сильного сжатия представляется пока сомнительной, но еще менее вероятен долгосрочный восстановительный рост спроса. К 2030 г. потребление в ЕС вполне может опуститься ниже 300-310 млрд м³ в год. При такой динамике потребность в российском газе будет объективно низкой.

В 2023 г. поставки в Китай по «Силе Сибири» достигли 22,7 млрд м³ в год, в 2024 г. ожидается их рост до 30 млрд, в 2025 г. – до проектных 38 млрд м³. С учетом начала не позднее 2028 г. поставок по так называемому Дальневосточному маршруту прямой трубопроводный экспорт из России в Китай к 2030 г. будет, очевидно, близок к уже законтрактованному объему – 48 млрд м³ в год.

Помимо этого существует возможность обменных операций с Казахстаном и Узбекистаном (в обеих странах ухудшаются газовые балансы) для выполнения их контрактных обязательств перед Китаем (см. рис. 2). Общий потенциал российского экспорта в Центральную Азию в 2020-е гг. можно оценить в 15-20 млрд м³ в год. Обсуждаемые обменные операции с Ираном выглядят значительно менее убедительными, пока у Ирана нет своего экспорта СПГ, а его появление в условиях действующих санкций маловероятно. При этом российский газ может покрывать временные дисбалансы на рынке Азербайджана. В целом, с учетом ожидаемого сокращения поставок в Молдавию, базовым сценарием поставок в страны т.н. ближнего зарубежья можно считать около 34 млрд м³ в год, что близко к ретроспективным значениям.

Коммерческие поставки по газопроводу «Сила Сибири-2» могут начаться не ранее 2030-2032 гг., а выход на проектную мощность возможен к 2034-2035 гг. С точки зрения Китая основными недостатками проекта являются необходимость предоставления долгосрочных гарантий спроса на столь большой объем газа на фоне высокой неопределенности газового баланса КНР после 2030 г., а также чрезмерный рост доли России в структуре импорта газа, что противоречит традиционной для КНР политике диверсификации источников поставок. Но КНР может согласиться на этот проект в силу геополитических причин: для получения резервного источника газа на случай перебоев с поставками СПГ из-за возникновения санкционных или военных угроз. Для России проект остается рискованным в силу монопсонии (что грозит в будущем невыгодным изменением контрактных условий), сомнений в долгосрочной стабильности спроса (риска недозагруженности) и больших капитальных затратах на создание ГТС внутри России и Монголии в условиях резкого снижения прогнозных инвестиционных ресурсов.

Внутренний рынок Китая далеко не бездонен, и основной его рост, по всей видимости, придется на 2020-е гг. К 2030 г. потребление составит, по нашей оценке, около 520-530 млрд м³ по сравнению с 390 млрд в 2023 г. С учетом поступательного роста собственной добычи это обеспечит суммарный прирост импорта к 2030 г. в объеме около 80 млрд м³ в год, из которых 25 млрд обеспечит российский трубопроводный газ. Дальнейшие перспективы сильно зависят от динамики собственного производства газа в КНР и низкоуглеродной политики страны. В целом мы полагаем, что пиковое потребление составит около 600 млрд м³ в год, а сам пик будет пройдет к 2040 г. Собственное производство газа к этому моменту составит около 320 млрд м³ в год, что означает прирост импорта в 2030-е гг. не более чем на 40 млрд м³ в год к 2030 г. А только одна «Сила Сибири-2» рассчитана на 50 млрд м³. Учитывая, что в 2040-е гг. в КНР ожидается дальнейший рост производства газа, потребность в импорте будет постепенно снижаться, и опуститься до 100 млрд м³ (-64% к 2040 г.) к 2050 г. при вероятном снижении потребления до 450 млрд м³ (-25%). Естественно, всегда есть надежды на более высокие темпы роста спроса, но рассчитывать на них при реализации столь капиталоемкого проекта, как «Сила Сибири-2», рискованно.

Таким образом, к 2030 г. в базовом сценарии прирост трубопроводного экспорта составит всего 17 млрд м³ (+18% к 2023 г.). По сравнению с 2021 г. он останется на 90 млрд м³ ниже. И даже возможный запуск в 2030-е гг. «Силы Сибири-2» не позволит вернуться к значениям 2021 г. В этих условиях основные чаяния закономерно связаны с ростом экспорта СПГ.

В России, как известно, строятся два новых крупнотоннажных завода («Арктик СПГ-2» и «Балтийский СПГ»), еще два («Мурманский СПГ» и «Обский СПГ») ждут инвестиционных решений. Обсуждается также увеличение мощностей среднетоннажных заводов «Криогаз-Высоцк» и «Портовая СПГ» и в перспективе 2030-х гг. такие крупные проекты, как «Таймыр СПГ» («Восток Ойл»), «Кара СПГ» (Новая Земля) и «Якутский СПГ» (Хабаровский край).

В целом по амбициозности российские намерения по развитию экспорта СПГ могут поспорить только с аналогичными планами США. Не удивительно, что США воспринимают Россию на этом рынке как опасного конкурента и начиная с осени 2023 г. развернули против российских заводов масштабную санкционную кампанию. На нее накладываются технологические санкции ЕС, уже приведшие к исходу из России зарубежных технологических партнеров, и угроза частичного или полного эмбарго на поставки российского СПГ со стороны того же ЕС: такая возможность появится у европейских стран (российский СПГ импортируют в основном Франция, Бельгия, Нидерланды и Испания) не позднее 2026 года.

Довершает эту сложную картину ожидаемый переход мирового рынка СПГ на рубеже 2025-2026 гг. к долгосрочному профициту предложения из-за массового ввода в короткие сроки новых мощностей сжижения в Катаре, США, России, Нигерии и пр. Всего в 2025-2028 гг. ожидается ввод не менее 205 млн т новых годовых мощностей сжижения при росте спроса за этот период лишь на 120 млн т. С учетом специфики рынка речь идет не о его затоваривании, а о прогнозном снижении загрузки установленных про- изводственных мощностей и, как следствие, о суровой конкуренции издержек. В условиях избытка свободных мощностей цены на спотовом рынке будут, по всей видимости, низкими по меньшей мере в 2026-2028 гг., и это та новая реальность, к которой нужно готовиться российским заводам. Производителей будут поддерживать долгосрочные контракты с нефтяной привязкой (такие всё еще доминируют в АТР), но под угрозой вторичных санкций США будут явно стремиться блокировать их исполнение и заключение, что повысит зависимость российского экспорта от спотового и краткосрочного рынков.

В нашем базовом сценарии, предполагающем реализацию всех основных санкционных рисков, экспорт СПГ к 2030 г. увеличится до 56 млн т, или около 76 млрд м³ в год (+80% к 2023 г.), в оптимистичном сценарии, исходящем из того, что эти риски в основном удастся преодолеть, – до 82 млн т, или 112 млрд м³ (рост в 2,6 раза). Таким образом, в 2030 г. СПГ может обеспечить суммарный прирост экспорта на 34-70 млрд м³ в год к уровню 2023 г.

Для того чтобы был реализован оптимистичный сценарий, необходимо решение сразу трех ключевых проблем: успешное импортозамещение основных технологий и оборудования самих заводов, сохранение или перезаключение долгосрочных контрактов с учетом рисков вторичных санкций и решение проблемы дефицита флота газовозов, в т.ч. судов ледовых классов. Последняя проблема значительно обострится в случае введения эмбарго со стороны ЕС: с одним и тем же грузом на борту газовоз от Ямала или Гыдана до Южной или Юго-Восточной Азии будет идти в среднем в три раза дольше, чем до портов Северо-Западной Европы, что означает резкий рост необходимой численности газовозов, обслуживающих российский экспорт.

В условиях относительной низкой эффективности использования газа внутренний спрос на газ в России со стороны электроэнергетики, населения и коммунально-бытового хозяйства продолжит инерционно расти. Этому будут способствовать в числе прочего осуществляемые социальная газификация и догазификация. Только эти три сектора могут обеспечить к 2030 г. прирост годового потребления почти на 30 млрд м³. Но такой рост возможен только в условиях увеличения регулируемых цен на газ в пределах инфляции. Если правительство возьмет курс на форсированное повышение цен на газ, а к этому его толкают отдельные участники рынка, то будут запущены процессы газосбережения.

Можно ожидать также быстрого развития спроса на КПГ и малотоннажный СПГ. В целом рынок ГМТ в России (как КПГ, так и СПГ) находится, по нашей оценке, в начале периода длительного подъема, который может продлиться до 2040-х гг. ГМТ при этом останется нишевым продуктом как более экологичная и экономически эффективная замена дизельного топлива преимущественно в сегменте коммерческих грузоперевозок, спецтехники и отдельных видов пассажирского транспорта (особенно водного). В сегментах внутригородских автобусных перевозок и личного автотранспорта ГМТ будет испытывать сильную и возрастающую конкуренцию со стороны электротранспорта. Существующие прогнозные оценки роста спроса на ГМТ в России близки друг к другу и мало меняются в последние годы. К 2025 г. совокупный спрос может увеличиться до 2,9-3,3 млрд м³ (по сравнению с 2,2 млрд м³ в 2023 г.), к 2030 г. – до 6-8 млрд м³, к 2035 г. – до 9,5-13 млрд м³ в год. Следует отметить, что во всех прогнозах учитывается преимущественно автомобильный транспорт; перспективы спроса на ГМТ в водном и железнодорожном транспорте остаются по-прежнему неопределенными. Потенциальный спрос на малотоннажный СПГ для нужд газификации потребителей России оценивается в 2024 г. в диапазоне 2,3-4,2 млрд м³, к 2035 г. – 7-10 млрд м³ в год.

Наконец, большие перспективы принято связывать с развитием спроса на газ в промышленности, в т.ч. для производства на экспорт метанола, аммиака, карбамида и прочих товаров передела газа. Такой рост действительно наблюдается, к 2030 г. в базовом сценарии прирост потребления составит около 14 млрд м³ в год. На всех указанных товарных рынках много своих проблем: санкционное давление в отношении их экспорта вряд ли будет менее сильным, а международная конкуренция менее жесткой.

Общий спрос на российский газ в 2020-2030-е гг. будет расти, что поддержит добывающий сектор и нефтегазосервис. К 2030 г. добыча газа в базовом сценарии может вырасти на 15% к уровню 2023 г., хотя останется примерно на 30 млрд м³ в год ниже, чем на пике 2021 г. При более высоком экспорте СПГ темпы роста добычи будут также выше (см. рис. 3).

Важным направлением поддержки внутреннего спроса на газ становится развитие производства газопотребляющей машиностроительной продукции: от турбин электростанций до двигателей внутреннего сгорания, работающих на газомоторном топливе. При этом внутренний спрос на газ в 2030-2040-е гг. окажется под возрастающим давлением низкоуглеродной повестки и мер по повышению энергоэффективности российской экономики, и, вероятнее всего, перейдет к долгосрочной стагнации с перспективой снижения в 2040-е гг.

Доля экспорта в общей добыче газа в 2021 г. составляла около 32%, к 2023 г. она упала до 22%, к 2030 г. в базовом сценарии может вырасти до 26%. При реализации в 2030-е гг. «Силы Сибири-2» или строительстве крупнотоннажных СПГ-заводов «Роснефти» эта доля вновь может достигнуть трети от общей добычи.

В целом российский экспорт газа в физическом выражении может вернуться на уровень 2021 г. не ранее 2030 г. при условии масштабного расширения экспорта крупнотоннажного СПГ (не учитываемый в базовом сценарии). Но в стоимостном выражении общий экспорт при сопоставимых объемах останется существенно ниже из-за конъюнктуры мирового рынка СПГ, региональных особенностей ценообразования и, как правило, более высокой себестоимости поставок на альтернативные рынки. Это ставит под сомнение целесообразность увеличения добычи и экспорта газа как самоцели развития газовой отрасли. В этой связи вряд ли целесообразно оценивать дальнейшее развитие газовой отрасли (в т.ч. в рамках доработки Энергетической стратегии и Генеральной схемы развития газовой отрасли) на основе роста или снижения ее валовых показателей. Новые условия требуют перехода к индикаторам, отражающим экономическую эффективность отрасли и ее экономическую отдачу для государства (не только фискальную, но и мультипликативную).

В условиях ограничений на доступ к традиционным экспортным рынкам, перспективным для российских компаний в дальнейшем, вероятно, станет создание спроса на новых рынках путем экспорта не просто газа как сырья, а комплексных услуг по формированию газовой электрогенерации как конкурентоспособной альтернативы более капиталоемким солнечным и ветровым электростанциям. Постепенно экспорт газа может смениться экспортом услуг по газо- и энергоснабжению городских и промышленных агломераций.

Очевидным направлением замещения выпадающих объемов трубопроводного экспорта станет уже упоминавшаяся диверсификация экспорта за счет развития производства и поставок продукции более высокого передела: голубого водорода, аммиака, карбамида, метанола и пр. Однако роль газовой отрасли в данном случае ограничивается поставкой сырья, а развитие самого производства, выстраивание логистики и поиски рынков сбыта относятся к другим отраслям экономики, что повышает координирующую и направляющую роль государственной политики.