Эксперты рассказали о причинах роста цен на газ в Европе на 50% за десять дней
Биржевые цены на газ в Европе 13 октября на крупнейшей торговой площадке TTF превысили 600 долл. за тысячу кубометров. Еще десять дней назад тот же объем торговался в районе 400 долл.
В сравнении с котировками прошлого года, которые поднимались выше 3000 долл. за тысячу кубометров, в сегодняшних ценах нет ничего особенного. Но еще несколько лет назад, 300-350 долларов за тысячу кубометров газа — считалось очень дорого. Правда, было это до подрыва «Северных потоков» и остановки газопровода «Ямал-Европа», когда главным поставщиком газа на европейский рынок была наша страна.
Сегодняшние 600 долл. за тысячу кубометров для Европы это очень много. Хотя бы в том смысле, что экономика региона не может работать по-старому. Поэтому неудивительно, что недолгий период с мая по октябрь этого года, когда цены на газ были ниже 400 долл. воспринимался европейцами, как символ нормализации рынка и возвращения к прежней жизни. Но очередной виток роста цен развеял эти надежды.
Связывают стремительное повышение газовых котировок, в первую очередь, с новостным фоном. Сначала произошла остановка работы по невыясненным еще причинам газопровода в Балтийском море между Финляндией и Эстонией. Потом пошли новости о конфликте на Ближнем Востоке из-за чего Израиль остановил добычу газа с морского месторождения «Тамар». В результате израильский экспорт газа в Египет упал на 20%, а здесь производился сжиженный природный газ (СПГ), который поставлялся в Европу. Но сами по себе эти события никого реального влияния на газовый рынок не оказывали.
Объемы поставок газа с «Тамар» и по трубопроводу «Балтикконектор» невелики, поясняет доцент Финансового университета при Правительстве РФ, эксперт аналитического центра ИнфоТЭК Валерий Андрианов. К тому же трубопровод между Финляндией и Эстонией ничего не добавляет в газовый баланс Европы, он лишь перераспределяет регазифицированный СПГ между странами. Но тем не менее данные события, вкупе с угрозой забастовки газовиков в Австралии, порождают нервозность на рынке, ведут к всплеску цен.
Но есть и объективные факторы для подорожания. Как отмечает старший консультант компании «Имплемента» Иван Тимонин, во-первых, на фоне стремления региона заместить поставки российского трубопроводного газа мировой рынок СПГ остается близким к дефициту. Во-вторых, в связи с началом отопительного сезона ожидается увеличение потребления. В подобных условиях котировки могут быть крайне чувствительны даже к небольшому с объемной точки зрения сокращению предложения, считает эксперт.
Замглавы Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач уточняет, что сейчас к названным факторам добавилось похолодание в Европе, что увеличивает спрос на газ. И, конечно, запаса прочности у Европы сейчас гораздо меньше, чем раньше, из-за отказа от сотрудничества с Россией.
Остается вопрос до какого уровня могут подняться европейские цены на газ в дальнейшем, ведь зима пока еще даже не началась. От российского трубопроводного газа Европа почти отказалась. Главные экспортеры СПГ в страны Старого Света — США, Катар и Россия. С США все понятно, они продолжат поставки своего СПГ на европейский рынок, если этому будет благоприятствовать ценовая конъюнктура. Проще говоря, цены в Европе будут выше, чем в Азии.
Россия также продолжает поставки в Европу и здесь только сами европейцы могут все испортить, приняв какой-либо очередной пакет санкций.
А вот с Катаром ситуация сложнее. Его могут втянуть в конфликт на Ближнем Востоке. Катар не поддержал Израиль в отличие от стран Запада, и в любой момент может запретить поставки СПГ сторонникам Тель-Авива. Как, впрочем, и другие исламские страны Ближнего Востока, добывающие углеводороды, и это касается не только газа.
С точки зрения Андрианова, едва ли угроза реальна. Страны Ближнего Востока сегодня занимают ключевые позиции в поставках углеводородного сырья в Европу и фактически во многом определяют конъюнктуру цен. В отличие от ситуации 50-летней давности (нефтяной кризис 1973 года из-за войны Израиля и коалицией арабских государств), цены на энергоресурсы для ближневосточных производителей и без того комфортны и не надо использовать политический мотив для их накручивания. И неразумно было бы жертвовать своими нефтегазовыми доходами и налаженными связями с европейскими потребителями. К тому же надо помнить, что к 2025 году на рынок готовится выйти большое число новых СПГ-проектов, и поэтому Катару важно сохранять и укреплять свою рыночную нишу, а не ставить под удар свою репутацию надежного поставщика.
Схожее мнение у Тимонина. Прекращение поставок СПГ из Катара в Европу по политическим соображениям достаточно маловероятный сценарий, считает он. Во-первых, следует отметить высокую роль газовой отрасли для экономики самого Катара. Перенаправление поставок из Европы в Азиатско-тихоокеанский регион (АТР) даже в случае СПГ займет определенное время, что создаст риски потери выручки для экспортера. Во-вторых, важно помнить о высокой роли международных мейджеров (крупнейшие международные нефтегазовые корпорации), в первую очередь американской ExxonMobil, в развитии катарской СПГ-промышленности. Они занимают значительную долю в капитале всех действующих заводов по сжижению газа в стране и, вероятно, будут противостоять принятию подобного решения.
При этом, как отмечает Гривач, если эскалация продолжится, то риски вырастут вообще по поставкам энергоносителей с Ближнего Востока и через Суэцкий канал, а не только по СПГ из Катара.
Чтобы понять риски разрастания эскалации для доставки грузов по Суэцкому каналу, достаточно вспомнить, как в 2021 году севший в канале на мель контейнеровоз Ever Given вызвал многодневный коллапс мировых грузоперевозок и рост цен на нефть. Ущерб мировой торговле оценивался в 9,6 млрд долл. в сутки. Судно снимали с мели 6 дней.
Но ожидать аналогичного прошлогоднему роста цен на газ в Европе все же едва ли стоит. Подземные газовые хранилища (ПХГ)в регионе заполнены на 97%. Это более 100 млрд кубометров газа, и позволит продержаться европейским странам без поставок извне почти месяц, даже в случае сильных холодов.
Кроме того, как поясняет Андрианов, дело даже не в том сколько сейчас газа в Европе и сколько она сможет получить. Главное, что спрос на «голубое топливо» здесь стагнирует вследствие деиндустриализации Европы.
Современное производство по сжижению природного газа планируют построить в Свердловской области
Экспертный совет особой экономической зоны «Титановая долина» одобрил к реализации проект компании ООО «Аметист-СПГ» по строительству комплекса сжижения природного газа на площадке в Верхней Салде. Работы по строительству планируется начать во втором квартале 2023 года после присвоения Минэкономразвития РФ официального статуса резидента.
«Это очень важный проект для Свердловской области, в том числе потому что соответствует ключевым задачам национального проекта «Экология». Также это крупный инвестиционный проект, реализация которого позволит создать новые высокопроизводительные рабочие места, а также привлечет к нам крупных игроков: автотранспортные компании, коммунальные предприятия Урала, которые потребляют и специализируются на оптовой и розничной продаже сжиженного природного газа», – сказал заместитель губернатора Свердловской области Дмитрий Ионин.
Объем инвестиций в проект оценивается в 554 миллиона рублей. Будет создано 17 новых рабочих мест. Отдельное внимание уделено вопросам экологической и технической безопасности. Схема сжижения и алгоритм работы будущего производства не предполагает технологических сбросов газа в атмосферу.
Предприятие планирует выпускать сжиженный природный газ марки «Б», который используется в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания. Производительность завода составит 1,5 тонны продукции в час.
«Главными факторами выбора площадки ОЭЗ “Титановая долина” в Верхнесалдинском городском округе для нас стали несколько ключевых моментов. Во-первых, близость к учредителю и поставщику основного оборудования. Во-вторых, режим свободной таможенной зоны. В-третьих, наличие основного для нас вида энергоресурсов – газа. Ну и, конечно же, выгодная логистическая составляющая площадки с возможностью доступа к магистральным автодорожным линиям», – рассказала исполнительный директор ООО «Аметист-СПГ» Людмила Кузнецова.
Начало строительства предприятия запланировано на 2-й квартал 2023 года. Запуск производства ожидается в конце следующего года. На полную мощность завод выйдет в 2025 году.
Отметим, одним из учредителей ООО «Аметист-СПГ» является Научно-производственная компания «НТЛ», которая работает в городе Верхняя Салда с 1994 года и специализируется на производстве комплексов по сжижению природного газа, а также систем приема, хранения, регазификации и выдачи СПГ.
Комплекс сжижения природного газа
Данный комплекс предназначен для выполнения следующих функций: сжижение сжатого природного газа (ПГ) – метана; наполнение/опорожнение ёмкости хранения сжиженного газа (предоставлена заказчиком); выдача СПГ в транспортировочную автоцистерну для доставки потребителю.
Состояние ПГ на входе в комплекс – газообразный, сжатый под давлением 20 — 25 МПа. Получаемый продукт – сжиженный природный газ (СПГ) под давлением 0,1 — 0,5 МПа, при температуре около минус 150 о С, производительность по СПГ до 1500 кг/ч. Выдача в транспортную цистерну – СПГ под давлением 0,2 — 0,5 МПа.
Конструктивно Комплекс состоит из нескольких блоков и вспомогательного оборудования.
— блок сжижения. Происходит предварительное охлаждение сжатого газа в теплообменниках; сжижение за счёт редуцирования давления в эжекторах; сепарация для разделения жидкой и остаточной газообразной фаз.
— блок приёма/выдачи. Происходит распределение прямого (жидкой фазы) и обратного (паров СПГ) потоков: в ёмкость хранения, в колонку выдачи СПГ, возврат в блок сжижения.
— колонка выдачи СПГ. Предназначена для подачи СПГ в транспортировочную ёмкость – автоцистерну. Закачка производится посредством криогенного насоса.
-холодильная установка. Предназначена для подачи охладителя (Фреона) в теплообменники для предварительного охлаждения сжатого ПГ.
-азотная установка. Используется для получения и распределения газообразного азота, применяемого при технологической продувке трубопроводов Комплекса и привода пневматических исполнительных механизмов.
— система управления. Комплекс представляет собой полностью автоматическую систему, управляемую посредством промышленного компьютера. Пульт управления расположен в специальном помещении в здании АГНКС.
Комплекс выполнен в виде нескольких модулей, располагаемых на индивидуальных рамах на территории промплощадки. Между собой, с машзалом и с ёмкостью СПГ модули связаны трубопроводами, а также силовыми и управляющими электрическими кабелями
Курс на сжижение
Государство выделяет 1 млрд рублей на разработку отечественных технологий и оборудования для сжижения природного газа, чтобы уже в 2022 году профинансировать четыре проекта. К 2035 году производство СПГ планируется довести до 80–140 млн тонн в год, чтобы занять 15–20% мирового рынка.
Выйти из полноэкранного режима
Развернуть на весь экран
Эксперты подсчитали, что отрасли необходима господдержка в объеме 24 млрд рублей на НИОКР. На этом фоне сумма в 1 млрд рублей выглядит недостаточной
Фото: Коммерсантъ / Евгений Павленко
В 2022 году планируется запуск четырех проектов крупнотоннажного производства сжиженного природного газа. Всего же в России будет реализовано 18 проектов
Фото: Коммерсантъ / Евгений Павленко / купить фото
Средства из резервного фонда правительства выделяются Минпромторгу на развитие проектов по созданию оборудования для средне- и крупнотоннажного производства сжиженного природного газа (СПГ). Это позволит обеспечить уже в 2022 году запуск четырех проектов. Всего же в России будет реализовано 18 проектов.
Задача по импортозамещению оборудования для производства СПГ в России наиболее актуальна. Строительство крупнейших в мире заводов идет полным ходом, а доля импортного оборудования в них, по заявлениям Минпромторга, составляет около 68%, подчеркивает аналитик Freedom Finance Global Владимир Чернов. Ранее в министерстве планировали снизить эту долю до 40% к 2024 году и до 20% к 2030 году, но сейчас темпы ускоряются.
По словам Василия Тануркова, директора группы корпоративных рейтингов АКРА, отечественное оборудование используется в основном в малотоннажных и среднетоннажных проектах, в то время как для планируемого увеличения производства СПГ важно развитие технологий крупнотоннажного производства. Эти разработки тем более необходимы, поскольку не приходится рассчитывать на импорт из Китая, который такое оборудование также не выпускает, хотя хорошо освоил производство малотоннажных линий.
Дорогой прорыв
«Сейчас в России не существует технологий для строительства крупнотоннажного завода по производству СПГ без импортного оборудования. Например, на заводе «Ямал СПГ» уровень локализации оборудования составлял 30–40% и только на четвертой линии, которая была значительно меньше трех основных, использовалась собственная технология НОВАТЭКа по сжижению»,— добавляет аналитик ФГ «Финам» Сергей Кауфман. Он напоминает, что ранее глава НОВАТЭКа Леонид Михельсон заявлял, что отрасли необходима господдержка в объеме 24 млрд рублей на НИОКР. На этом фоне сумма в 1 млрд рублей выглядит недостаточной, считает господин Кауфман.
С ним не согласен первый заместитель декана факультета экономики и бизнеса Финансового университета, профессор Иван Петров. «Минпромторг работает с заинтересованными компаниями, в первую очередь с НОВАТЭКом, который уже имеет научный задел в крупнотоннажном производстве. Средства выделяют на компенсацию затрат, которые возникают при проведении научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ. Вряд ли они покрывают все издержки, но для этапа создания эскизных проектов на оборудование для средне- и крупнотоннажного производства СПГ достаточны»,— уверен профессор.
Еще год назад при обсуждении инициативы «Прорыв на рынке СПГ», ориентированной на срок до 2030 года, назывались гораздо более масштабные суммы (правда, речь шла не только о разработке, но и о создании оборудования и внедрении в практику, то есть о полной локализации) — более 120 млрд рублей, причем основные инвестиции производили компании, а государство готово было выделить чуть менее трети средств в виде разных форм поддержки, напоминает Дмитрий Александров, начальник управления аналитических исследований ИК «ИВА Партнерс». Здесь речь идет только о разработках, поэтому сумма существенно меньше, но опять же это финансирование от государства, а большой комплекс исследований и проектирования ведется в частных структурах.
По мнению господина Александрова, на сегодня в малых и даже среднетоннажных производствах в РФ наработана большая практика и существуют решения почти для всех узлов и агрегатов. Но в крупнотоннажных производствах доля отечественного оборудования находится на уровне между четвертью и третью. Впрочем, есть интересные пилоты, например, «Арктический каскад» НОВАТЭКа, в котором как раз применяется отечественные решения и оборудование. Также под такие задачи НОВАТЭК создал в Мурманской области Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений.
Криогенное оборудование под малотоннажное производство также производит ОМЗ. Свои решения есть у «Росатома», «Роскосмоса», а также на предприятиях «Ростеха», перечисляет господин Александров. «Основные направления, по которым потребуется особенно серьезная работа, скорее всего, никак не поменялись за последнее время: системы теплоотведения для турбин, теплообменники, центробежные насосы, запорное и насосное оборудование. Все это, естественно, должно быть под низкотемпературные режимы»,— добавляет он.
Программы импортозамещения в нефтегазовой сфере активно реализуются с 2014 года. По оценкам заместителя председателя правительства Дениса Мантурова, в малотоннажном СПГ импортозамещены основные процессы почти на 100%, в среднетоннажном — «достаточно большой процент», а по крупнотоннажным СПГ-заводам — около 68%. За восемь лет результат совсем не радужный, хотя средства были затрачены значительные, указывает профессор Петров.
Планы на газ
Реализация всех 18 проектов позволит увеличить объемы производства СПГ до 80–140 млн тонн в год к 2035 году, сообщается на сайте правительства РФ. В ходе Петербургского международного экономического форума заместитель министра энергетики Павел Сорокин заявлял о планах нарастить производство СПГ до 120–140 млн тонн, несмотря на введенные внешние ограничения. Сейчас производство составляет около 30 млн тонн, только за счет Ямала и Гыдана. Как сообщал тогда замминистра, есть достаточная ресурсная база, чтобы довести производство до 80–90 млн тонн в этом регионе.
«Если мы раньше думали, что мировой рынок достигнет 550 млн тонн к 2030 году, то сейчас эти прогнозы выше 700 млн тонн к 2035 году. Это означает, что мы должны максимально наш ресурсный потенциал задействовать, чтобы максимальную долю рынка занять. Мы считаем, что 15–20% от мирового рынка — то, на что мы должны рассчитывать независимо ни от какого давления»,— заявлял Павел Сорокин.
Реализация планов Минэнерго по наращиванию выпуска СПГ будет зависеть от успешности замещения и масштабирования некоторых критически важных иностранных технологий в России, считает старший директор по корпоративным рейтингам агентства «Эксперт РА» Филипп Мурадян. Независимо от разрешения текущей геополитической напряженности российский СПГ в любом случае будет востребован на динамично растущих азиатских рынках, уверен он.
Предсказать успешность и скорость развития собственных технологий по сжижению практически нереально, продолжает господин Кауфман. «В базовом сценарии можно ожидать хотя бы частичного завершения уже начатых проектов, например, «Арктик СПГ-2». Однако реализовать находящиеся на ранней стадии развития «Якутский СПГ», проект в Усть-Луге и тем более «Арктик СПГ-1» или проект «Роснефти» на Таймыре будет проблематично. В такой ситуации достижение хотя бы середины целевого диапазона по производству СПГ стало бы большим успехом»,— говорит аналитик.
Господин Петров обращает внимание, что прогноз ориентирован на текущие сверхвысокие цены на газ, которые могут упасть, и тогда намечаемые проекты будут неэффективны. Поэтому необходим поиск наименее затратных решений с обеспечением развития СПГ-проектов по уже разведанным и подготовленным к добыче запасам. «Проекты по добыче газа на месторождениях Ямала и Гыдана ориентированы на экспорт СПГ на уже намеченные рынки. Уход из этих проектов международных партнеров, обладающих технологиями производства, создает существенные риски и может привести к невыполнению планов увеличения добычи газа, отмечает господин Петров. На восстановление компетенций, ушедших с партнерами, по его словам, потребуется не менее двух лет.
Чтобы выполнить планы по увеличению производства СПГ, потребуются инвестиции в размере $100–200 млрд — на фоне этой цифры госфинансирование в 1 млрд рублей не выглядит значительным, считает господин Танурков. Впрочем, ранее сообщалось, что господдержку уже получили семь проектов из 18 заявленных, а госфинансирование, по некоторым оценкам, покрывало около трети потребности по этим проектам, добавляет он. Кроме того, еще в июле Минпромторг предложил ввести льготы по налогу на прибыль в размере величины расходов на НИОКР в сфере СПГ с применением коэффициента 1,5.
Спрос будет
Что касается экспорта, то с ним у России проблем не будет, уверен господин Кауфман. «В Китае, Индии и ряде других азиатских стран рост спроса будет обеспечиваться постепенной заменой угля, а также общим увеличением потребления энергии. При этом Европа вынуждена заменять российский трубопроводный газ объемами с рынка СПГ, что дополнительно увеличивает мировой спрос. В ближайшие годы предложение на рынке СПГ, скорее всего, не сможет поспевать за растущим спросом»,— говорит он.
Рост спроса практически неизбежен, при этом в основном он будет происходить в азиатском регионе, то есть с точки зрения доступа к растущим рынкам у России нет ограничений, согласен господин Танурков.
«Мир находится в состоянии передела рынков и логистических потоков. В этих условиях значительные инвестиции в экспортный сырьевой сектор имеют сверхнормативные риски, которые на себя не может взять даже государство. Поэтому необходима реализация СПГ-проектов, в первую очередь — для внутреннего рынка»,— рассуждает господин Петров. При выходе на внешний рынок необходимо создание у стран — партнеров производств, ориентированных на потребление российского СПГ, с получением прибыли не только от экспорта углеводородов, но и от реализации услуг и товаров на конце цепочки потребления (электроэнергия, продукция газохимии), считает он.
- «Business Guide Газовый форум». Приложение №6 от 13.09.2022, стр. 8