Сможет ли Россия компенсировать потерю европейского рынка

23 мая, 2023

5718

Учитывая все обстоятельства, в которые загнала себя Россия после февраля 2022 года, строительство «Силы Сибири – 2» можно считать рациональным решением (оно могло иметь смысл даже в довоенной реальности). Но этот проект совершенно точно не станет полноценной заменой газовой торговле с Европой

До войны Россия продавала на Запад свыше 150 млрд кубометров газа в год, получая при среднем уровне цен около $20–30 млрд ренты сверх обычного уровня дохода от производства газа. Занимавшийся этим «Газпром» был не только важным источником бюджетных доходов, но и рычагом Кремля для влияния на ЕС. Однако с началом войны экспорт в Европу практически сошел на нет, и теперь России нужно куда-то девать готовые к добыче, но простаивающие огромные запасы газа в Ямало-Ненецком автономном округе.

Единственная альтернатива европейскому рынку – Китай. Переговоры с ним о строительстве газопровода из Ямала на китайский рынок идут уже два десятилетия, но теперь, на фоне войны, могут резко ускориться и даже увенчаться подписанием соглашения.

При этом остаются два вопроса. Во-первых, реально ли продать ямальский газ в Китай с прибылью? Во-вторых, насколько для России и «Газпрома» китайский рынок будет адекватной заменой утраченному европейскому? Анализ доступных данных показывает, что ответ на первый вопрос – скорее положительный, а вот на второй – отрицательный.

Запуск газопровода «Сила Сибири – 2» в Китай коммерчески оправдан. При среднем уровне цен на энергоресурсы природная рента может достичь $4,3 млрд в год сверх внутренней нормы доходности – 12%, что вполне приемлемо для подобных проектов. Однако и по объемам, и по ценам сделка с КНР будет уступать прежним контрактам с ЕС.

Есть тут и другие негативные стороны. Например, зависимость «Газпрома» от одного покупателя, который сможет не только диктовать условия контракта, но и при желании требовать их дальнейшего пересмотра. Но еще важнее, что мир сильно изменился со времен запуска больших газовых проектов Советского Союза с Европой. Тогда перспективы роста потребления газа казались бесконечными, а вот нынешние проекты с Китаем могут завершиться уже в ближайшие десятилетия. Когда в результате глобального энергоперехода начнется значительное снижение потребления газа, «Сила Сибири – 2» станет бесполезна.

Конец эпохи

2022 год положил конец продолжавшейся более полувека эпохе поставок советского (а после – российского) газа в Европу. Благодаря трубопроводу в Чехословакию, Австрию, а затем – в Западную Германию СССР монетизировал практически бездонные запасы газа Ямала. Десятилетиями Москва вкладывала миллиарды долларов в инфраструктуру месторождений и трубопроводы. И на Ямале до сих пор достаточно газа, чтобы поддерживать нынешние объемы добычи на протяжении еще нескольких десятилетий. Вопрос только в том, куда его девать теперь, после потери основного экспортного рынка.

Россия первой сделала ход в газовой войне: после ввода войск в Украину она начала сокращать поставки газа в Европу, прикрываясь техническими и коммерческими причинами. Москва надеялась, что европейцы откажутся от поддержки Киева ради сохранения поставок российского газа. Впрочем, ЕС и сам готовился сокращать зависимость от него: летом 2021 года Брюссель обнародовал план Fit for 55, предполагающий значительное уменьшение выбросов парниковых газов к 2030 году и, соответственно, снижение использования ископаемого топлива, в том числе и российского.

Так что еще до ввода российских войск в Украину было понятно, что для ямальского газа надо искать новые рынки. Китай был очевидным кандидатом. Меморандум о строительстве трубопровода из Ямала в КНР был подписан еще в 2006 году во время визита Путина в Китай, но дальнейшее согласование параметров проекта шло без особого успеха до самого 2022 года, когда этот вариант превратился из возможности для расширения бизнеса в необходимость. А многолетние инвестиции в расширение экспортной инфраструктуры в западном направлении оказались «увязшими издержками».

Понятно, что даже в случае успешной реализации «Силы Сибири – 2» полностью компенсировать потерю европейского рынка не получится. Это видно хотя бы по объемам поставок. В 2019 году Россия экспортировала в Европу и Турцию 165 млрд кубометров газа. Потенциальная мощность «Силы Сибири – 2» намного меньше – 50 млрд кубометров. Но дело не только в объемах. И по другим параметрам экономика российско-китайского проекта заметно хуже экономики прежних поставок газа в Европу.

Доходность

Для начала разберемся с доходностью поставок газа в Европу. Она, конечно, зависела от страны, поэтому остановимся на ключевом рынке – Германии. В 2015–2019 годах средняя цена импорта газа в ФРГ составляла $220 за 1000 кубометров. Учитывая привязку к стоимости нефти, отметим также, что средняя цена марки Brent за тот же период была $57 за баррель.

Нам нужно посчитать стоимость доставки газа с Ямала в Германию. Существовало три маршрута. Один из них, через Беларусь и Польшу, в расчет не берем: тарифы по нему по ряду причин были заниженными, так что ориентироваться на них не стоит. Второй маршрут – до Выборга, а потом по «Северному потоку». Третий – до села Сохрановка на украинской границе и дальше через Украину, Словакию и Чехию.

В случае с «Северным потоком» стоимость доставки газа составляла $65 за 1000 кубометров. Вариант через Украину обходился дороже – в $85. Вычитаем из $220 первую или вторую цифру и получаем нетбэк (то есть выручку за газ за вычетом транспортных расходов): $155 или $135 за 1000 кубометров газа. Отметим, что это показатель до вычета налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортной пошлины.

Перейдем к Китаю. Заложим в расчеты цену нефти Brent в $60 за баррель. При этом будем опираться на ценовую формулу контракта с КНР по «Силе Сибири – 1», доставляющей в Китай газ из Восточной Сибири. В таком случае предполагаемая средняя выручка за топливо на границе с Китаем составит $170 за 1000 кубометров.

А теперь, как и в случае с европейскими маршрутами, рассчитаем стоимость доставки до Китая. Проектная длина «Силы Сибири – 2» – 2600 км по России и 950 км по Монголии. Допустим, что оба сегмента будут построены «Газпромом» и его подрядчиками, а тариф на обоих сегментах будет базироваться на одинаковых принципах (в реальности в российской части трубопровода он может быть ниже, но для нас этот фактор сейчас не важен). Аналогами для определения тарифа будут служить «Северный поток» (проект с иностранными акционерами), а также «Балканский поток» – продолжение «Турецкого потока», которое было построено и управляется компанией «Булгаргаз».

Предполагаемую стоимость «Силы Сибири – 2» вычислим так: возьмем этот показатель для первого одноименного проекта и масштабируем на большую длину и мощность трубопровода. Дальше используем пропорцию между стоимостью европейских трубопроводов и тарифов по прокачке по ним для оценки возможной стоимости транспортировки для «Сил Сибири». На практике и эта стоимость может быть несколько ниже в силу меньшей стоимости в России топливного газа, который используется для питания насосных агрегатов. Но, опять же, в нашем случае этим фактором можно пренебречь.

В качестве дополнительной проверки мы рассчитали прямым методом внутреннюю норму доходности двух «Сил Сибири» при таких тарифах и получили около 12%, что считается хорошим показателем для инфраструктурных проектов.

Итак, средняя выручка за газ, поступивший на границу с Китаем по трубопроводу «Сила Сибири – 2», – $170 за 1000 кубометров. Зная предполагаемую длину нового трубопровода и рассчитав тариф, вычислим стоимость транспортировки – $97 за 1000 кубометров. А это значит, что нетбэк составляет $73 за 1000 кубометров.

Конечно, как мы выяснили выше, в случае с Германией этот показатель был более приятным: $135–155. Но и тут все вполне неплохо. Тем более что у нетбэка нового российско-китайского проекта есть шанс оказаться выше, например до $100. Для этого «Газпрому» надо попытаться удержать капитальные затраты при строительстве нового сухопутного трубопровода хотя бы на уровне проложенного по морю «Северного потока». Задача, которая выглядит вполне выполнимой.

Рента

Теперь разберемся с природной рентой. Под нею мы будем подразумевать разницу между экспортной выручкой и суммой затрат в сегментах добычи и транспортировки и разумной нормы прибыли (то есть такой, которая соответствует ситуации в конкурентных отраслях со сходным хозяйственным риском).

По подсчетам экспертов, полная стоимость добычи газа в ямальских месторождениях, откуда газ поставлялся в Европу, составляет от $15 до $25 за 1000 кубометров без учета НДПИ и пошлины. Регулируемая цена продажи газа конечным потребителям в регионах добычи – около $40 с учетом всех налогов.

Если совместить эти подсчеты с параметрами «Силы Сибири – 2», то получится, что этот газопровод может приносить ренту в размере от $2,5 млрд до $4,3 млрд в год. Конечно, это значительно меньше $20 млрд ренты, которые ежегодно приносила газовая торговля с Европой, но все равно заметная сумма.

Если НДПИ и экспортная пошлина будут взиматься с этих продаж по стандартной ставке (15% и 30% соответственно), то государство должно будет получать $76,5 c 1000 кубометров экспорта. При этом, поскольку доналоговая прибыль «Газпрома» может варьироваться в диапазоне от $50 до $85, налогообложение по полной ставке подразумевает изъятие всей природной ренты в пользу государства и даже убыточность для «Газпрома». Но власти часто выдают льготы для подобных проектов (примеры – Чаяндинское месторождение и «Сила Сибири – 1»). И, как показывают вычисления, относительно скромные льготы уже смогут обеспечить разумную рентабельность.

Все российское

В итоге получается, что «Сила Сибири – 2» – вполне экономически оправданный проект для страны в целом и при минимальных налоговых льготах – для «Газпрома». Мало того, стоимость строительства этого газопровода может оказаться даже ниже, чем у «Силы Сибири – 1». Во-первых, первые 1500 км «Силы Сибири – 2» могут пройти в коридоре существующего трубопровода в Томск и Кузбасс, что снизит стоимость подготовки трассы. Дальнейший маршрут тоже несложный – вдоль Транссиба до монгольской границы в Кяхте и затем вдоль железной дороги в Пекин.

Во-вторых, строить трубопровод будут российские компании. Трубы придут с российских трубопрокатных заводов и будут изготовлены из стали с российских сталелитейных комбинатов. Причем из железной руды и угля с российских месторождений.

Все эти отрасли в 2022 году потеряли свои экспортные рынки. Коммерчески выгодных альтернатив для поддержки прежних уровней загрузки сейчас у них крайне мало. Так что стоимость таких услуг и материалов следует оценивать не по рыночным ценам (в связи с отсутствием рынка этот показатель нерелевантен), а по краткосрочным предельным издержкам.

Мощности для строительства трубопроводов и изготовления соответствующих материалов в РФ есть. Учитывая историю строительства «Силы Сибири – 1», можно предположить: второй проект может быть реализован за 5–6 лет (а возможно, и быстрее, если строительство разных участков пойдет параллельно). Конкуренцию за ресурсы может составить проект по расширению экспортных мощностей для нефти в направлении Тихого океана, но конкретики там пока нет, да и столь острой необходимости, как для альтернативного маршрута для экспорта газа, – тоже.

Основная проблема, с которой может столкнуться Россия при строительстве «Силы Сибири – 2», – это нехватка оборудования для газоперекачивающих станций. Российские мощности по производству газовых турбин (они служат приводами насосов на этих станциях) ограничены и могут понадобиться авиаотрасли, которая из-за санкций вынуждена резко ускорить импортозамещение двигателей. Так что доступность газоперекачивающих станций и темпы их ввода в эксплуатацию – это ключевые факторы, которые определят темпы выхода трубопровода на плановый уровень.

Наконец, нужно учитывать и то, что «Сила Сибири – 2» сможет заработать на полную мощность практически сразу после завершения строительства. Все благодаря тому, что ранее ориентированные на Европу, а теперь простаивающие добычные мощности уже значительно превышают предполагаемую мощность этого трубопровода. Так что все упирается исключительно в насосные станции.

Труба или СПГ?

Для более полной оценки рентабельности «Силы Сибири – 2» можно также сравнить стоимость поставки газа по ней в Китай с еще одним альтернативным вариантом – использования сжиженного природного газа (СПГ).

Анализ различных проектов СПГ показывает, что у американских и катарских – самая низкая стоимость сжижения в мире, а вот у «Ямал СПГ» она близка к медиане. То есть трубопроводный вариант поставок по стоимости близок к варианту со сжижением СПГ (и это еще без учета затрат на перевозку такого газа).

Таким образом, если рассматривать только вопрос о затратах, то «Сила Сибири – 2» выглядит вполне привлекательным проектом. Но есть другая серьезная проблема. Речь идет о рынке со множеством поставщиков и одним (пусть и весьма крупным) покупателем. Такая структура обычно приводит к тому, что наибольшие выгоды получает не продавец, а покупатель.

Китайские переговорщики оказались в сильной позиции: у «Газпрома» нет разумных альтернатив формуле с нефтяной привязкой, на которую он согласился применительно к первой «Силе Сибири» в относительно благополучном 2014 году. Некоторую доходность для «Газпрома» эта формула обеспечивает, но не более того. При этом доказать Пекину, что в этот раз цена должна быть выше, практически нереально.

А вот у Китая альтернативы есть, причем даже если не брать в расчет относительно дорогой СПГ. Так, в КНР идут поставки из туркменского месторождения Галкыныш, эксплуатируемого с 2013 года. И там есть все возможности для существенного расширения сотрудничества. Единственное, что может сдерживать китайское руководство от дополнительных закупок, – это желание диверсифицировать источники снабжения.

Впрочем, в любом случае Китай может позволить себе не делать резких движений, а просто дождаться 2025–2026 годов. Тогда на рынок должны будут поступить новые значительные объемы СПГ из США и Катара. Это событие может не только снизить цены на газ, но также сделать Туркменистан и Россию еще более сговорчивыми, чем сейчас.