Нефть: Индия рулит

В части экспорта нефти и основных нефтепродуктов нынешний год вряд ли принесет какие-то радикальные перемены: за 2022–2023 годы поставщики адаптировались к эмбарго со стороны ЕС и к западным санкциям, переориентировав основной объем морских отгрузок на азиатские рынки.

Существенных недостатков у новой структуры экспорта российской нефти два: это доминирование всего трех рынков — Индии, Китая и в меньшей степени Турции, а также зависимость объема поставок (прежде всего Urals) от применения дисконтов к эталонным сортам нефти (к концу 2023 года они вернулись к уровню выше 20 долларов за баррель).

Значительная разница между ценами на Urals в портах отгрузки и разгрузки объясняется не только заложенной прибылью импортеров, но и увеличением маржи посредников и трейдеров, для которых возросли риски работы с российскими нефтяными грузами. При экспорте в Индию и Китай активно используются всевозможные серые схемы: перевозки так называемым теневым флотом, морская перевалка с судна на судно, участие мелких, зачастую никому не известных трейдеров-посредников и т. п. Все это негативно сказывается на стоимостных показателях экспорта.

Поставки нашей нефти в КНР устойчивы и составляют 1,2–1,4 млн баррелей в сутки. Поставки в Турцию, напротив, нестабильны (как правило, 0,2–0,4 млн баррелей в сутки), но их роль в общем балансе экспорта не является определяющей. С точки зрения страновой структуры беспокойство вызывает главным образом Индия: с одной стороны, она закупает огромные объемы нефти (в среднем около 1,5 млн баррелей в сутки, см. график 1), а с другой — спрос здесь потенциально может быть весьма волатильным и сильно зависит от ценовой конкурентоспособности российских поставок (величины дисконтов). Со второй половины 2022 года Индия импортировала от 2,2 млн баррелей в сутки (во второй половине мая 2023 года) до 1,2 млн (в начале декабря 2023-го).

Индия также известна болезненным отношением к риску вторичных санкций, что в условиях постоянного санкционного давления со стороны США создает дополнительную неопределенность. Характерный пример — возникшие с прошлого ноября сложности с поставкой в Индию нефти марки Sokol, добываемой в рамках проекта «Сахалин-1» (осенью 2023 года в страну отгружалось 140 тыс. баррелей в сутки). Проблемы были вызваны ужесточением контроля США за соблюдением санкций в отношении перевозок российской нефти с нарушением условий ценового потолка и сложностей с оплатой (через банки ОАЭ). В итоге целый ряд танкеров не смогли зайти в индийские порты и значительную часть поставок Sokol пришлось перенаправить в Китай, независимые НПЗ которого отличаются низкой чувствительностью к подсанкционным поставкам (они, в частности, являются основными покупателями венесуэльской и иранской нефти).

На основе анализа, проведенного Институтом экономики и финансов, можно утверждать, что вопреки многочисленным слухам и публикациям в западных СМИ Индия рассчитывается за российскую нефть не столько рупиями, сколько дирхамами ОАЭ либо долларами, а с недавнего времени изредка и юанями (хотя правительство страны не приветствует использование последних для оплаты импорта).

Нефтепродукты: Ближний Восток вместо Европы

Поставки отечественных нефтепродуктов в западные страны в 2023 году продолжили резко сокращаться под влиянием эмбарго, введенного странами ЕС в прошлом феврале. Однако российским компаниям удалось не только быстро переориентировать экспорт в этом сегменте, но и сохранить и даже повысить диверсификацию направлений отгрузок.

Наиболее крупными рынками сбыта в 2022–2023 годах стали страны Ближнего Востока и Турция. Поставки в Китай и Индию тоже значительны, но не доминируют. Немалую роль в структуре продаж играют и страны Африки, Юго-Восточной Азии и Латинской Америки. Фактически наши нефтепродукты более или менее равномерно поступают сейчас на все основные региональные рынки развивающихся стран.

И хотя в остальном для сегмента нефтепродуктов характерны те же проблемы, что и для сегмента нефти (возросшие транспортные издержки, необходимость применения дисконтов и пр.), переориентацию их экспорта на страны глобального Юга можно признать лучшим примером диверсификации поставок в нефтегазовой отрасли и, наверное, одним из наиболее успешных в экономике РФ в целом.

Заметным новым вызовом в 2024 году станет необходимость перенаправления экспорта СУГ, который прежде почти не был затронут санкциями. Евросоюз, на который в прошлом году пришлось около 75% всех российских поставок СУГ, 18 декабря ввел эмбарго. Изменение логистики — задача непростая, особенно учитывая отсутствие необходимой транспортной инфраструктуры (провозных мощностей железной дороги и портовых терминалов) в восточном направлении.

Трубопроводный газ: Европу полностью не компенсировать

Начиная с 2013 года экспортная стратегия России в газовой отрасли под влиянием «НоваТЭКа» стала медленно сдвигаться в сторону приоритетного развития сегмента СПГ. Но даже после ввода в строй завода «Ямал СПГ» доля СПГ в физическом объеме поставок газа в 2020–2021 годах достигла всего 17%. На трубопроводный экспорт в ЕС, Турцию и страны бывшей Югославии в 2021 году по-прежнему приходилось 69% всего экспорта. В 2022-м эта доля упала до 50%, в 2023-м — до 32%. И если в отношениях между Россией и Евросоюзом ничего не изменится к лучшему, то уже в 2026 году она опустится ниже 20%.

Частично такая динамика объясняется плановым ростом поставок в КНР по газопроводу «Сила Сибири». В 2021 году они составляли 10 млрд кубометров в год, в 2023-м уже 22,7 млрд, в 2024-м, вероятно, достигнут 30 млрд, а в 2025-м должны выйти на проектную мощность в 38 млрд. Но основная причина столь резкого уменьшения доли Европы лежит в обвальном падении числа сделок.

По данным ENTSOG, в 2023 году экспорт российского трубопроводного газа в страны ЕС и бывшей Югославии составил 24 млрд кубометров (66 млн кубометров в сутки), в том числе в страны ЕС, оценочно, 21,2 млрд (58 млн в сутки). Таким образом, поставки в ЕС упали почти в три раза относительно уровня 2022 года и в семь раз относительно 2021-го. В текущем году отгрузка может остаться примерно на том же уровне, но в дальнейшем, если отношения России с Европой не нормализуются, продажи продолжат плавно снижаться. Дополнительным риском может стать окончание в следующем январе действия пятилетнего контракта на транзит газа через Украину: хотя полное прекращение транзита в 2025–2026 годах выглядит маловероятным, сомнения в надежности поставок способны подтолкнуть импортеров в странах ЕС (главным образом в Словакии и Австрии) к ускоренному отказу от российского газа.

Турецкий рынок — крупнейший в Европе с осени 2022 года — тоже медленно сужается, несмотря на все разговоры о турецком газовом хабе. По итогам 11 месяцев прошлого года экспорт российского трубопроводного газа на внутренний рынок Турции снизился, по данным EPDK, на 2,1% год к году — до 57,2 млн кубометров в сутки. Причем в первом полугодии отмечалось сильное падение, компенсированное ростом поставок в третьем и особенно в четвертом квартале. По всей видимости, за 2023 год в страну поступило около 21 млрд кубометров газа. Хотя это и близко к значению 2022 года (21,5 млрд кубометров), но заметно меньше прежнего — до 2019 года — объема поставок.

Стагнация на низком уровне и вероятное дальнейшее сокращение поставок в западном направлении вроде бы создает благоприятный фон для переориентации экспорта трубопроводного газа на Восток. Однако говорить о полноценном замещении не приходится: фактически единственным покупателем в Азии является КНР. Помимо «Силы Сибири» с 2028 года ожидается начало уже законтрактованных поставок сахалинского газа в Китай по так называемому дальневосточному маршруту (до 10 млрд кубометров в год).

Кроме того, Россия может договориться о своповых операциях с Казахстаном и Узбекистаном. У обеих стран есть контракты на поставку газа в КНР (до 10 млрд кубометров в год каждая), которые местные компании не в состоянии полноценно исполнять из-за ухудшения газового баланса. Объем экспорта из РФ в Узбекистан может на первом этапе (в 2027–2028 годах) составить до 10 млрд кубометров, распределенных поровну между внутренним рынком и свопом в Китай. Казахстан, скорее всего, будет стараться сохранить поставки в КНР газа собственной добычи на уровне 4–5 млрд кубометров в год — тогда Россия заключит соглашение на своп на оставшиеся 5 млрд.

Суммарный экспорт российского трубопроводного газа в КНР с 2028 года можно оценить в 57 млрд кубометров. Это обеспечит рост продаж на 47 млрд кубометров в год от уровня 2021 года на фоне падения отгрузок в европейском направлении на 120 млрд.

Коммерческие поставки по газопроводу «Сила Сибири — 2» начнутся не ранее 2030–2032 годов, а выход на проектную мощность (50 млрд кубометров в год) вероятен к 2034–2035 годам. Но уверенности в том, что этот проект вообще будет реализован, до сих пор нет. С точки зрения Китая, основные его недостатки — необходимость предоставления долгосрочных гарантий спроса на столь большой объем газа на фоне высокой неопределенности газового баланса КНР после 2030 года, а также чрезмерный рост доли России в структуре импорта газа, что противоречит традиционной китайской 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 в контексте ожидаемого тайваньского кризиса. Для нашей страны проект «Сила Сибири — 2» также представляется рискованным в силу монопсонии (что в будущем грозит изменением контрактных условий в худшую сторону), сомнений в долгосрочной стабильности спроса (риска недозагруженности) и необходимости больших капитальных затрат на создание газотранспортных мощностей внутри России и Монголии (последняя выступает страной-транзитером).

Теоретически возможны также своповые операции с Ираном при посредничестве Азербайджана (как вариант, наш газ будет обеспечивать внутренние потребности северо-западных провинций Ирана в обмен на долю РФ в производимом здесь СПГ). Однако для поддержания таких отношений необходимо хотя бы частичное снятие с Исламской республики санкций США, блокирующих развитие его СПГ-отрасли. Кроме того, свопы с Ираном могут создать дополнительную и ненужную конкуренцию российскому СПГ на рынке Ближнего Востока и Южной Азии, поэтому их целесообразность остается под вопросом.

В целом у России нет возможности заместить выпавшие в 2022–2023 годах объемы экспорта трубопроводного газа в Европу за счет роста поставок в другие регионы. Тем более что в случае с «Силой Сибири» и дальневосточным маршрутом речь идет об использовании совсем иной ресурсной базы, изолированной от Единой системы газоснабжения, которая охватывает Западную Сибирь и европейскую часть страны. В физическом выражении компенсировать снижение трубопроводного экспорта способен только рост поставок сжиженного газа.

СПГ: задача выживания

Поставки СПГ остаются наиболее западно ориентированным направлением отечественного энергетического экспорта. Дело в том, что сами западные страны, в том числе ЕС, не спешат отказываться от нашего газа в условиях весьма ограниченного предложения на мировом рынке. Играет роль также наличие у европейских и японских компаний крупных долгосрочных контрактов на покупку российского СПГ.

Отечественные предприятия не стремятся переориентировать поставки на азиатский рынок прежде всего в силу логистических особенностей: экспорт в Евросоюз обеспечивает наиболее короткое плечо транспортировки, что позволяет экономно задействовать доступный флот судов-газовозов (чем меньше расстояние, тем больше рейсов судно может совершить за год). Влияет и размещение основных действующих и новых мощностей по производству СПГ в Арктике: транспортировка газа по Севморпути в восточном направлении затруднена и, как правило, требует ледокольного сопровождения и/или использования судов ледового класса Arc7. Причем для новых заводов, в частности «Арктик СПГ — 2», эта зависимость выглядит даже более серьезной в силу искусственно сложившегося дефицита флота (из-за срыва сроков поставок новых газовозов из Южной Кореи и с российского завода «Звезда»).

Как следствие, основным рынком сбыта для российских СПГ-заводов, кроме «Сахалина-2», в 2023 году оставались страны ЕС: на них пришлось 48% всех отгрузок (в 2022-м — 50%). Второе место традиционно заняла Япония (19,6%), третье — Китай (19,3%), четвертое — Южная Корея (5,5%). Это соотношение в последние годы остается более или менее устойчивым, хотя доля КНР постепенно растет. Помимо обозначенных стран в прошлом году наш газ в небольших объемах — чаще всего речь идет о единичных рейсах — поставлялся на Тайвань, в Индию, Кувейт, Турцию и Норвегию. В 2022 году также фиксировались отгрузки в Индонезию, но в 2023-м они не возобновились.

Экспорт российского СПГ в КНР носит неравномерный характер. Период пикового роста в 2022–2023 годах приходился на июль‒октябрь, а в январе‒июне поставки держались на минимальном уровне. В феврале и мае прошлого года осуществлялись отгрузки с «Ямал СПГ», в августе подключился среднетоннажный завод «Портовая СПГ».

Внутри ЕС основными покупателями по-прежнему выступают четыре страны: Испания, Франция, Бельгия и Нидерланды. Небольшие объемы импортируют также Греция, Португалия, Финляндия и Швеция. В январе 2023 года фиксировались последние поставки в Италию. Из всех европейских стран полностью от российского газа пока отказались только Литва и Великобритания.

Учитывая, что с «Сахалина-2» газ поставляется лишь в азиатские страны, зависимость остальных заводов от рынка ЕС остается значительно выше средней. Для «Ямал СПГ» в 2023 году она составила 72,5% (в 2022-м — 75%), для «Криогаз-Высоцка» — 91% (в 2022-м — 96%), для «Портовой СПГ» — 45% (в 2022-м — 20%).

В декабре Европейский парламент и Совет ЕС предварительно согласовали обсуждавшийся с марта прошлого года законопроект, предоставляющий национальным правительствам стран ЕС право временно запрещать российским и белорусским экспортерам бронировать инфраструктурные мощности, необходимые для поставок СПГ и трубопроводного газа, «с целью защиты основных интересов безопасности государств — членов ЕС и принимая во внимание безопасность поставок и цели диверсификации». Поэтому нельзя исключать введения в ближайшие два-три года ограничений на бронирование мощностей регазификационных терминалов в отдельных странах Евросоюза для газовозов, перевозящих наш СПГ. Маловероятно, что такой запрет коснется Франции, Бельгии, Нидерландов, Финляндии и Греции, но он вероятен в Испании, власти которой в последние пару лет неоднократно заявляли об отказе от импорта российского газа в ближайшем будущем.

Рано или поздно введение подобного квазиэмбарго со стороны ЕС, несомненно, приведет к переориентации отечественного экспорта СПГ на Восток. Но заводы к такому сценарию пока не готовы.

Санкции США, введенные осенью 2023 года против проекта «Арктик СПГ — 2», направлены на то, чтобы воспрепятствовать поставкам газа с этого завода. С точки зрения структуры экспорта они, скорее, будут подталкивать оператора проекта направлять как можно больше грузов в Европу — в силу временной нехватки судов-газовозов, особенно арктических классов. Но отгрузки в Европу с Гыданского полуострова вряд ли станут массовыми из-за политического противодействия внутри ЕС.

Стоит отметить, что судьба долгосрочных контрактов «Арктик СПГ — 2» остается туманной. Французская TotalEnergies заявила, что в этом году не будет забирать газ с завода. Остальные акционеры (CNPC, CNOOC и консорциум Mitsui и JOGMEС), насколько известно, запросили у США вывода из-под санкций, однако вряд ли получат послабления. ООО «Арктик СПГ — 2», со своей стороны, ранее объявляло о форс-мажорах по своему портфелю контрактов (с Shenergy Group, Zheijang Energy, Repsol и пр.). Поэтому в нынешнем году, по всей видимости, есть смысл надеяться только на спотовые продажи, и весь газ придется реализовывать ООО «Арктик СПГ — 2».

Теоретически продукцию первой очереди завода (6,6 млн тонн в год) можно продавать на спотовой основе (таковой обычно считают контракты длительностью до трех месяцев). В прошлом году на спот приходилось 28% всей мировой торговли СПГ и еще 7% — на краткосрочные контракты (длительностью до четырех лет). Есть ряд стран, для которых спотовые и краткосрочные сделки составляют основной объем экспорта — это, в частности, Ангола (98% в 2022 году), ОАЭ (86%), Норвегия (75%), Египет (73%). К ним примыкают и США (61%). Но это все же не доминирующая форма международной торговли, и после ценового кризиса 2021–2022 годов покупатели к ней немного охладели: поставки по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой оказались существенно дешевле. Спот может стать частичным и временным решением, но опора только на него — это постоянный риск, сильно снижающий отпускные цены, поскольку покупатели требуют значительных дисконтов. Кроме того, учитывая прямые санкции против оператора проекта, не совсем понятно, кто сможет продавать газ таким образом, чтобы контрагенты не чувствовали угрозы вторичных санкций.

Сообщающиеся сосуды

Поворот на Восток правильнее было бы называть поворотом на глобальный Юг, поскольку большую роль в нем играют страны Южной и Юго-Восточной Азии, а в долгосрочной перспективе, вероятно, также Африки и Латинской Америки.

В нефтяной отрасли такой поворот уже почти завершился, а вот в газовой едва начался. И в части экспорта газа, в том числе сжиженного, он будет наиболее сложным, долгим и драматичным.

Даже на фоне регионализации международной энергетической торговли в 2010–2020-х годах локальные нефтегазовые рынки остаются сообщающимися сосудами. И прекращение прямых поставок российских углеводородов в западные страны не означает, что эти государства полностью перестают зависеть от импорта. Они по-прежнему чувствительны к общему предложению РФ на мировом рынке. Характерный пример — увеличение объемов ввоза в ЕС нефтепродуктов, производимых в Индии и других странах из нашей нефти. Вполне осознанное и легальное. Иными словами, «поворот» не означает полного выпадения России из цепочек поставок энергоресурсов в западные страны. Напротив, он парадоксальным образом сближает рынки Востока и Запада, поддерживая общую глобализацию мировой торговли.

При написании статьи были использованы материалы ИЭФ, подготовленные Алексеем Белогорьевым, Александром Титовым и Михаилом Журавлевым.