Первый энергетический кризис 70-х годов превратил в США многие бензоколонки в религиозные учреждения.
Проектный центр Сколтеха по энергопереходу и ESG подвел итоги 2022 года для российского и мирового топливно-энергетических комплексов и рискнул взглянуть в будущее через призму событий недавнего прошлого, кардинально изменивших отрасль.
Прошедший 2022 год стал экстраординарным для нефтегазовой отрасли России и мира по своему значению, масштабам и последствиям, не уступающим нефтяному кризису 1973 года. Кризис привел к аномальному росту цен на энергоносители, прежде всего в Европе, но также и других регионах мира, в результате чего радикально выросли счета потребителей энергоресурсов. Это породило социальные и экономические проблемы, включая банкротство, закрытие производств и релокацию промышленности в другие юрисдикции.

Эффект текущего кризиса продемонстрировал всю хрупкость международных логистических цепочек поставок углеводородов и значимость России как ведущего поставщика энергоносителей на мировые рынки. Несмотря на то что экономика России занимает только 2-процентную долю в мировом ВВП, на нее приходится примерно 20% мировой торговли энергией.

С нефтью пока не все так плохо

Летом 2022 года Евросоюз принял решение о запрете импорта сырой нефти из России в страны ЕС с 5 декабря 2022 года, а также нефтепродуктов с 5 февраля 2023-го, за временным исключением сырой нефти, поставляемой по трубопроводу "Дружба". В течение второго-третьего кварталов 2022 года Индия, Китай и Турция активно закупали перенаправляемые с европейского рынка объемы российской нефти, однако со значительным дисконтом к мировым котировкам. Начиная с декабря, когда вступил полный запрет на импорт ЕС российской нефти, Россия прилагает дополнительные усилия для диверсификации своих нефтяных экспортных потоков.

При этом для нефтяной отрасли России с точки зрения доходов 2022 год в целом выдался позитивным. Доходы от нефтегазовой отрасли за 11 месяцев прошлого года превышают аналогичный показатель 2021-го почти в 2,5 раза. Это связано с ростом цен на нефть в 2022 году, а также с наращиванием нефтяных поставок в течение года в преддверии санкций, которые развернутся в полную силу только с 2023 года. По сути, ближайшие два-три года покажут, как российская нефтяная отрасль сможет адаптироваться к санкционному режиму.

В 2022 году было продемонстрировано единство нефтедобывающих стран – участников сделки ОПЕК+. В октябре 2022 года стороны договорились о продлении сделки до конца 2023-го и снижении квот на добычу нефти до середины 2023 года на 2 млн барр. в сутки.

На стороне покупателей также произошла попытка выстраивания картеля: страны G7 смогли сформировать единый подход к установлению ценового потолка для нефти из России. Страны ОПЕК, безусловно, с подозрением относятся к этому начинанию, так как, по сути, эта практика может быть распространена и на других участников энергетического рынка.

На текущий момент уровень отказа от российской нефти ближе к оптимистичному сценарию и составляет 2,4 млн барр/сут (с учетом нефтепродуктов). В наступившем году многое будет зависеть от того, как будет развиваться ситуация с эмбарго нефтепродуктов. С одной стороны, почти за год компании научились находить нестандартные решения, а с другой – в отличие от нефти, у торговли нефтепродуктами гораздо больше логистических и прочих ограничений.

Разворот российской нефти на Восток

Некоторые объемы российской нефти – примерно 1,3 млн барр/сут – могут быть перенаправлены морским путем с запада на восток, но осуществимость морских поставок будет сильно зависеть от наличия нефтяных танкеров, готовых иметь дело с российской сырой нефтью, особенно с учетом риска санкций в отношении судоходства и страхования. Также стоит учитывать уже текущие объемы перенаправления объемов в Азию, главным образом в Китай и Индию: поставки в Китай выросли почти на 300 тыс. барр/сут, в Индию – на 950 тыс. барр/сут.

Дополнительные возможности перенаправления существуют в страны Центральной Азии и через Казахстан в Китай железнодорожными цистернами (хотя этот способ сейчас применяется не для нефти, а для нефтепродуктов): + 0,06–0,08 тыс. барр/сут. Наибольший объем экспорта может пойти через северо-западные порты, однако для этого требуется эксплуатация СМП (Северного морского пути), что сильно увеличит стоимость поставок.

На текущий момент известно, что Индия будет импортировать российскую нефть не через западные компании. Страна – один из наиболее очевидных бенефициаров ситуации. Так, индийские НПЗ закупают все больше дешевой российской нефти и потом продают нефтепродукты в Европу по рыночной цене. Однако важно понимать, что российская нефть не может вытеснить ближневосточную нефть максимально ввиду различия сортов нефти, а также технологических схем индийских НПЗ.

Китай и Турция не давали официальных заявлений. Тем не менее статистика показывает рост импорта российской нефти в Турцию в 2,5 раза в течение 2022 года и рост импорта российской нефти в Китай на 18%. Это говорит о том, что Турция не только нацеливается на создание газового хаба, но и потенциально может стать нефтяным хабом для перенаправления нефти из России.

С Китаем же ситуация сложнее, поскольку Россия и ранее поставляла значительные объемы нефти в страну, а это означает, что стремительного роста не может быть по соображениям Пекина об энергобезопасности. Другой фактор – это продолжающиеся ковидные ограничения в стране, которые в значительной мере влияют на спрос. Подобные неопределенности указывают на то, что переориентировать всю российскую нефть на восточное направление будет затруднительно в короткие сроки по логистическим соображениям, а также из-за ограниченных возможностей ведущих покупателей в лице Китая и Индии. Фактор ограниченного спроса со стороны Индии и Китая сигнализирует о том, что российским поставщикам необходимо также диверсифицировать свои поставки, чтобы снова не попасть в ловушку монопсонии, как это случилось с ЕС в случае с российскими нефтепродуктами и в чуть меньшей степени с нефтью. Альтернативными покупателями могут стать страны Азии, возможно, ряд государств Африки.

Еще более значимый кризис произошел на рынке газа. По итогам 2022 года цена на газ в хабе TTF в Нидерландах – главном ценовом бенчмарке газового рынка Европы составит 1400–1500 долл. за 1 тыс. куб. м, что практически в 3 раза выше, чем в 2021 году, в 13 раз выше, чем в 2020 году и в 6 раз выше, чем в среднем за десятилетие (2011–2020 годы – до начала текущего ценового ралли). Примерно на таком же уровне по итогам года будет находиться цена на спотовый СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе (рассчитывается по индексу JKM), разве что разница с предыдущими годами будет чуть менее радикальной за счет исторически имевшейся "азиатской премии". При этом на страны Азии влияние газового кризиса оказалось менее серьезным, чем в Европе, потому что исторически Азия импортирует большую часть газа по долгосрочным привязанным к нефти контрактам.

Даже в США – крупнейшем в мире производителе газа – внутренние цены на газ (главным бенчмарком оптовых цен является площадка Henry Hub) выросли в два раза по сравнению с 2021 годом из-за растущего экспорта СПГ, на ценообразование которого напрямую влияют тенденции на других рынках. Это очень высокие цены для американского рынка. За исключением аномального всплеска цен зимой 2021 года, последний раз на таком уровне цены в США находились в 2008 году – в самом начале "сланцевой революции".

В результате газового кризиса 2022 года фактически оказался разорванным крупнейший в мире международный канал торговли голубым топливом – сформировавшаяся более чем за полвека цепочка поставок между Россией и Европой. Большая часть объемов СПГ со спотового рынка направлялась в Европу, а крупнейший импортер СПГ 2021 года – Китай уступил пальму первенства Японии из-за дороговизны этого энергоресурса и в целом снижения спроса на фоне антиковидных ограничений.
Отдельно следует отметить инициативу по внедрению ценового потолка на газ. Пока рано судить о действенности и существенности этой меры, но наметившийся тренд на новые подходы к регулированию отношений покупателей и поставщиков энергоресурсов, безусловно, требует большего внимания в 2023 году.

Кратко- и среднесрочные прогнозы

Собственная добыча газа в Европе падает уже на протяжении десятилетий. В 2021 году (ЕС плюс Норвегия и Великобритания) она составила примерно 200 млрд куб. м. Даже с учетом освоения арктического шельфа в Норвегии, производства биометана, сланцевого газа собственная добыча к 2030 году упадет еще на 30 млрд куб. м. При этом спрос на газ в ЕС в 2030 году в случае ускоренного энергоперехода может оказаться около 315 млрд куб. м и чуть менее 400 млрд куб. м при сохранении статус-кво. В таком случае импортная ниша для Европы составит 150–230 млрд куб. м. Теоретически эти объемы можно закрывать при помощи импортного СПГ с учетом того, что рынок СПГ к середине 2030-х годов фактически удвоится. Практически же не нужно забывать о росте спроса на газ в Азии. Он сейчас подорван высокими ценами на газ, однако в будущем именно страны АТР станут драйвером роста спроса на газ в мире. 

Для России же необходимость пристроить хоть куда-нибудь выпадающие с европейского направления объемы жизненно важна. Теоретически Россия рискует всеми 150 млрд куб. м газа, которые поставлялись в ЕС до 2022 года. Перенаправить на китайское направление можно только часть таких объемов, например "Силу Сибири – 2" (проект газопровода, базирующегося на ресурсной базе Западной Сибири и предусматривающего 50 млрд куб. м поставок в год). При этом перспективы этого трубопровода скорее простираются за горизонт 2030 года. Безусловно, какие-то объемы уйдут на производство СПГ на Балтике, но ведь проект задумывался в дополнение к трубопроводным поставкам, а не в замещение их. Небольшие объемы удастся поставить на рынки стран Центральной Азии, с учетом роста спроса и высоких импортных обязательств в тех странах. Конечно, возможны и интересны потенциальные свопы с газом Азербайджана и Ирана – и здесь как раз актуальным становится сотрудничество по турецкому газовому хабу. Но тут возможна конкуренция со стороны треугольника Туркменистан–Иран–Азербайджан. 

При этом в любом случае выпадающие из ЕС объемы не получится перенаправить с помощью таких нишевых сегментов. России нужна полноценная новая концепция экспорта на западном направлении. Одним из решений может стать строительство турецкого газового хаба, о концепции которого договорились президенты России и Турции. Новое потенциальное строительство газопроводов в Турцию должно быть тщательно обосновано. На сегодняшний день мы видим, что турецкий газовый хаб может быть самодостаточным и при существующей импортной инфраструктуре – просто нужно увеличить поставки из Ирана, Азербайджана (в случае Азербайджана, конечно, на подмогу может прийти российский газ, с учетом ограниченной ресурсной базы Баку). Новые же газопроводы из России могут столкнуться с политическим тупиком: ЕС вполне может заявить о невозможности серьезного энергетического партнерства в случае наличия значительных объемов российского газа в турецком экспортном газовом бленде. И здесь на выручку могла бы прийти не просто диверсификация источников газа, а диверсификация продукции. Турция могла бы превратиться для Европы в поставщика низкоуглеродных топлив, таких как аммиак и "голубой" водород (произведенный из газа). Россия вполне могла бы поучаствовать в таком проекте и с точки зрения поставщика газа, и с точки зрения поставщика технологий (аммиак производится и поставляется на большие расстояния в нашей стране на протяжении десятков лет, в производстве водорода тоже есть определенные ноу-хау).

Сегодня Россия обладает значительными конкурентными преимуществами по цене на газ на внутреннем рынке. Регулируемая цена на газ для промышленности (цена "Газпрома") в среднем составляет 4830 руб. за 1 тыс. куб. м. При среднем курсе доллара к рублю на уровне 69 текущая средняя регулируемая цена "Газпрома" в РФ составляет 70 долл. за 1 тыс. куб. м. В ближайшие годы в России высвободится до 100 млрд куб. м газа с европейского направления, а с течением времени – до 150 млрд куб. м газа (экспорт российского трубопроводного газа в ЕС). Одним из возможных каналов монетизации выпадающих объемов газа является производство продукции более высоких переделов. Мощности по производству метанола в России сегодня составляют около 4,5 млн т/год. При этом после своего пика в 2021 году цены на метанол в 2022-м снизились и находятся в среднем диапазоне c 2014 года. Такая ситуация, безусловно, оказывает негативное влияние на перспективы экспорта метанола из России. При этом цены на этилен сейчас находятся на высоком уровне за последние годы, отыграв серьезное падение в 2020 году.

Цены на полимеры в мире растут неравномерно. Если начиная с 2021 года на европейском и американском рынках наблюдался бычий цикл со значительным ростом цен на полиэтилен (впрочем, при последующей стабилизации и снижении), то в Китае стоимость полиэтилена находится на низком уровне за последние десятилетия, несмотря на рост с минимумов 2020 года. По данным Союза переработчиков пластмасс, в 2020 году в России было выпущено 7,6 млн т базовых полимеров, а переработано в готовые изделия – менее 4,7 млн. Недостающий для внутренних нужд объем первичных полимеров (1,4 млн т) ввезли из-за рубежа. Что касается макротрендов спроса, то ожидается, что спрос на полимеры будет расти среднегодовыми темпами, превышающими 5%, и вырастет с 260 млн т в 2020 году до почти 430 млн в 2030-м.

Исходя из таких предпосылок, строительство новых мощностей по производству полимерной продукции представляется целесообразным: это возможности по закрытию потребностей внутреннего рынка и возможности экспорта.

В целом при дальнейшем развитии возможностей переработки жирного газа Надым–Пур–Таза и в будущем – Тамбейского кластера перспективы у России для активной работы в области газохимии и производства полимеров имеются. Важной опцией диверсификации экспорта российского газа может стать расширение товарной номенклатуры, например, за счет аммиака, который может стать сырьем для производства водорода. Объем мировой торговли аммиаком в 2020 году составил 18,7 млн т, а к 2040 году объем мировой торговли аммиаком может составить 69 млн т. В России производство аммиака составляет чуть менее 20 млн т, а экспорт в 2021 году составлял 4–4,4 млн т. Россия с 1960-х годов обладает технологиями производства аммиака из природного газа и его последующей транспортировки. Аммиак может производиться как в местах добычи природного газа (Обский ГХК) и поблизости портовой инфраструктуры, так и за рубежом (например, в рамках газового хаба в Турции). Важно понимать, что в текущей ситуации, когда значительно выросли цены на энергоносители, металлы, сельскохозяйственные продукты, можно ожидать замедления экономики, а значит, сокращения потребления энергоносителей, в том числе нефти.

При этом основная тяжесть последствий кризиса и для мировой экономики, и для экономики России начнет ощущаться только в следующем году. Так, например, экономика еврозоны в первой половине 2022 года активно росла на фоне снятия коронавирусных ограничений, только во второй половине года наметился спад. По оценкам Международного валютного фонда от октября 2022 года, экономика еврозоны в 2022 году вырастет на 3,1% (при этом в четвертом квартале рост составит всего 1%), а в 2023-м – уже только на 0,5%. При этом для ведущей экономики ЕС – Германии – уже в этом году рост прогнозируется на уровне 1,5%, а в следующем году и Германия, и Италия продемонстрируют отрицательные темпы экономического роста. Промышленное производство в большинстве экономик Европы, по данным Евростата, с сентября 2021-го по сентябрь 2022 года выросло (снизилось лишь в Прибалтике и не изменилось в Италии). 

Однако основная тяжесть экономического бремени ляжет на Европу только в 2023 году. Лидерами экономического роста традиционно остаются развивающиеся страны Азии и Ближнего Востока. При этом очевидно, что экономики стран Ближнего Востока росли на фоне ценового ралли на сырьевых рынках, а у крупных стран – импортеров энергоресурсов заложенные ранее прогнозы роста не оправдались. Так, существенно сократились прогнозы роста ВВП Китая: в 2022 году МВФ прогнозирует 3,2-процентный рост для КНР, а в 2023-м – 4,4-процентный. Высокая волатильность цен и высокая инфляция являются системным вызовом для ТЭКа: новые проекты становятся дороже, а инвестиционные решения откладываются, так как инвесторы не готовы принять текущий уровень неопределенности. Безусловно, последствия от экономических санкций, введенных против России после начала СВО в Украине, тоже серьезны. По оценкам МВФ, экономика России в 2022 году потеряет 3,4% ВВП, а в 2023-м – 2,1%. Оценки Минэкономразвития РФ мягче: минус 2,9% ВВП в 2022 году и минус 0,8% – в 2023-м.