[110] плацдарм газопроводный вопрос был снят с повестки дня. Возобновлению соответствующих консультаций и даже поиску компромиссного варианта, возможно, поспособствовало бы всестороннее политическое урегулирование сирийского кризиса, предусматривающее, в частности, проведение президентских выборов с участием кандидатов и от власти, и от оппозиционных сил.
Но как известно, в декабре 2024 г. в результате молниеносного наступления вооруженных оппозиционных группировок Асад вынужден был сложить с себя президентские полномочия и покинуть страну. При этом Катар возобновил работу своей дипмиссии в Дамаске и заявил о готовности осуществить крупные инвестиции в развитие сирийского энергетического сектора.
Украинский конфликт (2014–2022 – н. вр.)
Украинский конфликт слишком масштабен и обусловлен слишком широким спектром самых различных факторов, чтобы говорить о какой-то одной предпосылке, не рискуя впасть в упрощенчество. Тем не менее энергетика – а точнее, роль Украины как покупателя и одного из ключевых транзитеров российского газа – безусловно, повлияла как на взаимоотношения двух бывших братских союзных республик, так и на стремление Запада создать проект «анти-Россия».
Достаточно сказать, что уже через год после распада СССР, к концу 1992 г., долг обретшей независимость Украины за газ, поставленный так же независимой Россией, достиг 227 млрд руб. С тех пор, вплоть до 2010-го, редкие новогодние праздники обходились без очередного обострения «газовых» разногласий между Москвой и Киевом. Иногда это оборачивалось даже временной приостановкой прокачки топлива, к ужасу стран (главным образом восточноевропейских), получавших российский газ через Украину.
Некоторая надежда на то, что решение российско-украинской газовой проблемы найдено, появилась в апреле 2010-го. Тогда на встрече в Харькове президенты обеих стран, Дмитрий Медведев и Виктор Янукович, договорились, что на протяжении 10 лет Украина будет получать газ с 30 %-ной скидкой в обмен на продление на 25 лет соглашения об аренде Черноморским флотом РФ базы в Севастополе.
Примечательно, что практически одновременно с подписанием харьковского соглашения началась укладка по дну Балтийского моря труб «Северного потока» – проекта, в перспективе рискующего оставить Украину без транзитных бонусов. В этом смысле оппозиция, требовавшая объявления импичмента Януковичу за уступки Москве, выглядела менее дальновидной, чем сам президент, законтрактовавший как минимум на 10 лет не только поставки газа непосредственно Украине, но и услуги за транзит.
Другое дело, что уже в конце 2010 г. началась «арабская весна». Европейские элиты увидели в демонтаже ближневосточных и североафриканских автократий шанс значительно диверсифицировать источники энергоносителей, минимизировав тем самым зависимость от России.
В этом смысле свержение Януковича в феврале 2014 г. было в равной степени и результатом применения политтехнологий, отработанных в ходе «арабской весны», и дополняющим ее элементом глобальной энергетической перезагрузки.
Правда, прокачка российского газа через газотранспортную систему (ГТС) Украины продолжалась, невзирая на присоединение Крыма к России и боевые действия в Донбассе, равно как и разбирательства между «Газпромом» и «Нафтогазом Украины» в международных арбитражных судах. Хотя одновременно был запущен «Северный поток» и началось строительство «Северного потока – 2».
Во многом такой парадокс объясняется тем, что результаты «арабской весны» оказались вовсе не такими, на которые рассчитывал Запад. Вместо демократизации произошла радикализация Ближнего Востока. Экспансия «Исламского государства»[111] сводила на нет любые планы по укреплению и расширению энергетического сотрудничества стран этого макрорегиона с Европой.
В то же время отдавать европейский рынок России, особенно в свете посткрымского ухудшения отношений, Запад тоже не хотел. И если в период первого президентства Дональда Трампа – во второй половине 2010-х – Европу активно переориентировали на американский СПГ, то с приходом в Белый дом Джо Байдена функции энергетического противовеса Москве выполняла зеленая повестка.
Кроме того, у возвращения к теме вступления Украины в НАТО, наряду с очевидным геополитическим, был и энергетический подтекст. Тем самым России предлагалось либо поступиться интересами безопасности, допустив не просто приближение, мягко говоря, недружественного Североатлантического блока к своим границам, но и распространение действия знаменитой «натовской» 5-й статьи на государство, имеющее к ней территориальные претензии. Либо поставить под угрозу реализацию масштабных и дорогостоящих газопроводных проектов. Неслучайно Байден, допустив реанимацию «натовской» темы применительно к Украине, в то же время дезавуировал трамповские санкции в отношении «Северного потока – 2». И ввел эти рестрикции 23 февраля 2022 г. – за день до начала СВО.
Возвращение Трампа в Белый дом уже переформатировало взаимоотношения Вашингтона как с Киевом, так и с ЕС. Европе дали явственно понять, что придется рассчитывать на свои силы в условиях ужесточающейся экономической политики Вашингтона. Прекращение с 2025 г. Украиной прокачки российского газа вынуждает Европу активизировать поиски альтернативных поставщиков энергоносителей. И теперь сроки и исход украинского урегулирования зависят в том числе и от того, найдут ли европейцы энергетическую альтернативу и что она будет собой представлять.
Путей решения энергетического вопроса остается не так уж и много. Опора на собственные силы (без возможного возвращения к ядерной энергетике) не в состоянии обеспечить надежный энергетический базис даже при существующем уровне экономического развития. Добыча углеводородов в акватории Северного моря в будущем будет только сокращаться, нарастить кратно импортные поставки газа из Катара – практически невозможно, импорт североамериканского СПГ также может быть резко сокращен в случае начала реализации в США анонсированных администрацией Трампа энергетической реформы и курса на реиндустриализацию. Единственным надежным и доступным гарантом энергетической безопасности ЕС являются углеводороды России.
Усугубляющиеся политические противоречия и нарастающая агрессивность риторики между сторонами, казалось бы, делают невозможным экономическое взаимодействие России со странами ЕС в энергетической сфере, однако и здесь ближайшее будущее может принести сюрприз, который позволит сохранить лицо и извлечь экономическую выгоду для всех участников коллизии: как для России, так и для ЕС и США. В информационном поле, пока на уровне вбросов, появляется информация, что США могут стать владельцами экспортной газотранспортной системы, ведущей в страны ЕС, прежде всего «Северных потоков». Таким образом не исключена ситуация, когда США, покупая газ в России будут транспортировать его в страны ЕС и реализовывать уже как собственный.
Теперь все основные геополитические акторы достаточно четко обозначили свои намерения, включая и геоэнергетическую составляющую. Поэтому обсудим, какое пространство для экспортного маневра осталось у лидеров российского ТЭКа на фоне рекордного в мировой истории количества санкций.
4.3. Диверсификация поставок углеводородов из России
4.3.1. Отсечение Европы и разворот на Восток
Исторически экспорт углеводородов из СССР и России опирался на постоянно расширяющуюся систему магистральных трубопроводов. Причем экспортная их часть являлась органичным продолжением внутренней сети, поскольку основные и самые крупные месторождения были на востоке, а крупнейшие потребители – будь то отечественные или зарубежные – на западе. Впрочем, и развитие советской, а затем и российской внутренней трубопроводной инфраструктуры в определенной степени было обусловлено необходимостью строительства магистралей для поставок на экспорт.
С середины 1970-х торговля энергоносителями с Европой становится элементом мягкого геополитического воздействия со стороны Москвы. Взаимовыгодное сотрудничество способствовало сближению крупнейших европейских держав, пусть и занимающих разные идеологические позиции. В 1970–1980-е гг. капиталистическая ФРГ стала важнейшим внешнеторговым партнером социалистического Советского Союза. А в начале XXI в. это взаимодействие укрепили и развили объединенная Германия и постсоветская Россия.
Правда, с исчезновением идеологических барьеров не исчезли геополитические. Наоборот, сближение крупных континентальных игроков не могло устраивать американских и британских геостратегов, придерживавшихся маккиндеровской концепции Хартленда. В связи с чем дискредитация России как надежного поставщика энергоносителей стала одним из ключевых элементов противодействия укреплению связей между Москвой и другими европейскими столицами, прежде всего Берлином.
К моменту распада СССР более 90 % экспорта природного газа в Европу осуществлялось по газопроводам, проходящим по территории Украины: Уренгой – Помары – Ужгород, «Союз», «Прогресс». Упомянутая выше взаимоувязанность магистралей, используемых внутренними потребителями, и магистралей для экспорта существенно осложняла разделение транзитного и нетранзитного сырья. Поэтому при прокачке по украинской (то есть бывшей советской) территории неконтролируемый отбор газа стал едва ли не более серьезной проблемой, чем согласование условий транзита. Как результат, недопоставки на европейский рынок, отрицательно сказывающиеся на российском реноме.
Только за 2000 г. Украина несанкционированно отобрала 8,2 млрд м³ экспортного газа. «Москва ежегодно перекачивает через нашу страну на Запад 130 млрд кубометров газа. Если здесь откачают миллиард кубометров – это же ничтожная доля»[112], – заявлял тогдашний украинский президент Леонид Кучма в интервью журналу Der Spiegel.
Неудивительно, что газовая проблема еще больше ухудшала взаимоотношения между двумя государствами. А в 2006, 2008 и 2009 гг. дело доходило даже до отключений (пусть и временных) поставок газа на Украину и, следовательно, прокачки в пользу других европейских потребителей, использующих украинский транзит.
До второй половины 2010-х проблема российского энергетического экспорта в Европу рассматривалась исключительно в контексте газовых конфликтов между Москвой и Киевом, поэтому строительство альтернативных маршрутов казалось вполне релевантным решением.
Еще в марте 1993 г. в Варшаве «Газпром» подписал соглашение о строительстве газопровода Ямал – Европа через территорию Польши в обход Украины. Он был введен в строй в конце 1999 г., на полную мощность вышел к 2006 г.
Параллельно шла проработка маршрута по дну Балтийского моря. В результате в 2005 г. началась реализация масштабного проекта, получившего название «Северный поток», прокачка газа по которому была запущена в 2011 г.
Появление альтернативных маршрутов привело к постепенному снижению объемов украинского газового транзита. В 2001 г. через Украину в ЕС было прокачано 124,5 млрд м³, в 2010 г. – 98,6 млрд м³, в 2013 г. – 86,1 млрд м³, в 2020 г. – 55,8 млрд м³[113].
В рамках российско-турецкого соглашения 1997 г., предусматривавшего поставку газа Турции, по дну Черного моря был проложен «Голубой поток», промышленные поставки по нему начались в феврале 2003 г.
Для обеспечения стран Южной Европы в 2007 г. «Газпром» инициировал переговоры по прокладке газопровода «Южный поток» в Болгарию. Этот проект стал прямым конкурентом проекта Nabucco, инициаторы которого хотели наладить альтернативные российским поставки природного газа с месторождений Туркменистана, Азербайджана и, как вариант, Северного Ирака. Однако позднее вместо Nabucco были построены Трансанатолийский и Трансадриатический газопроводы. С их помощью азербайджанский газ достигает Италии, проходя через Грузию, Турцию, Грецию и Албанию.
Запуску «Южного потока» помешала позиция Болгарии. По настоянию Еврокомиссии София в 2014 г. дважды (в июне, а затем в августе) останавливала работы по проекту. А в декабре 2014 г. на пресс-конференции в Анкаре Владимир Путин заявил об отказе России от «Южного потока» из-за неконструктивной позиции ЕС. Вместо Болгарии российским партнером по организации южного маршрута газовых поставок в Европу стала Турция – так появился «Турецкий поток», введенный в эксплуатацию 8 января 2020 г.
Обладание крупнейшей трубопроводной системой, с одной стороны, позволяет минимизировать затраты на доставку топлива и тем самым повысить его конкурентные преимущества. Но, с другой стороны, само строительство трубопроводов требует значительных капвложений и резко ограничивает свободу маневра при возникновении необходимости оперативной географической диверсификации поставок. А в период нестабильной экономической или геополитической конъюнктуры этот фактор оказывается едва ли не критическим.
Между тем усугубление и обострение конфликта как с Украиной, так и с Западом в целом, выражающееся в усилении санкционного давления и прямых диверсиях в отношении ведущих газовых магистралей, сделали смену парадигмы российского экспорта энергоносителей не просто актуальной, но и неотложной.
Из сложившейся ситуации были намечены два пути выхода, нацеленных на диверсификацию экспортных поставок: строительство магистрального газопровода и перенаправление части экспорта на восток, преимущественно в Китай, а также форсированное развитие направления экспорта СПГ. Конъюнктура мирового рынка благоволит подобному решению. Смещение полюса роста мировой экономики в Юго-Восточную и Южную Азию определило значительный рост спроса на углеводороды в странах макрорегиона.
После длительного перерыва возобновилось экономическое движение России на Восток. Знаковым событием стало учреждение в 2015 г. ежегодного Восточного экономического форума (ВЭФ, г. Владивосток).
Еще до этого, в 2009–2012 гг., был введен в эксплуатацию нефтепровод ВСТО, прошедший по линии Тайшет – Сковородино (с ответвлением на китайский Дацин) – Хабаровск (с ответвлением на Комсомольск-на-Амуре) – Козьмино. Было решено увеличить пропускную способность БАМа и Транссиба. В конце 2019-го состоялся запуск газопровода «Сила Сибири». Изначально труба наполнялась газом Чаяндинского месторождения, а в 2023 г. дополнительно была подключена и к Ковыктинскому. Маршрут газовой магистрали во многом совпадает с ВСТО, что позволило значительно сократить финансовые и временны́е издержки в ходе строительства. В результате российские газ и нефть пришли в восточные регионы страны и на рынок Восточной Азии.
Таблица 26
Динамика экспорта газа из РФ (млрд м³)
Однако инфраструктурные ограничения не позволяют даже наполовину компенсировать потери на европейском рынке. До начала СВО «Газпром» поставлял в Китай не более 10 млрд м³ газа, тогда как в Европу – около 160. Сегодня по газопроводу «Сила Сибири» прокачивается порядка 25 млрд м³ при расчетной мощности в 38 млрд, выход на которую запланирован к концу 2025 г. Кроме того, предполагается построить еще один газопровод, по которому с месторождений Сахалина в северные провинции Китая будут поступать еще 8–10 млрд м³ газа ежегодно. А в случае реализации проекта «Сила Сибири – 2» объем прокачки увеличится еще на 50 млрд м³. Но даже в этом случае по трубопроводам в восточном направлении Россия будет поставлять не более 100 млрд м³ в год. И это притом что Ямал, где находятся крупнейшие газовые месторождения, с точки зрения логистики пока вообще отрезан от восточноазиатского рынка.
Рис. 28
На строительстве магистрального газопровода «Сила Сибири»
Фото: © Presidential Executive Office
«Понятно, что на фоне всего того, что произошло с экспортом российского трубопроводного газа за последние полтора года, сегодняшнее положение никак не назовешь безоблачным, – так оценил потери «Газпрома» и российского бюджета от разрывов торговых связей с Европой аналитик Freedom Finance Global Владимир Чернов. – Проще говоря, от прежнего масштаба некогда процветающего бизнеса осталось не так много. Нельзя быстро оправиться от столь мощных шоков за счет переориентации на новые рынки, выстроить на Востоке за короткий срок то, что создавалось десятилетиями на Западе. Да, у "Газпрома" есть ряд перспективных направлений и проектов, рассчитанных на семь-девять лет реализации. Однако непонятно, какие из них удастся претворить в итоге в жизнь и какой объем инвестиций для этого потребуется. Что касается гипотетического сценария, при котором "Газпром" в обозримом будущем вернется на европейский газовый рынок с прежними 170–180 млрд кубометров в год, – сегодня он выглядит абсолютной утопией. Когда почти все мосты сожжены – и физические, и геополитические, – всерьез рассуждать о такой возможности не имеет смысла»[114].
В свою очередь, ведущий эксперт Центра политических технологий Никита Масленников указывает на серьезные проблемы, возникающие при переориентации на восточных потребителей: «Все будет зависеть от судьбы проекта "Сила Сибири —2", но пока по нему даже не принято коммерческое решение. Непонятно, насколько он осуществим и в какие сроки. Да, есть достаточно богатый спектр самых разных идей, например продавать российский газ в Пакистан, Монголию, Индию. Однако это именно идеи, по поводу реализуемости которых возникает масса вопросов. Понятно, что заместить прежние европейские объемы российского трубопроводного газа за счет экспорта на рынки Восточной и Южной Азии пока невозможно. Вообще, замена одних покупателей другими (западных – восточными) – это всего лишь перестановка слагаемых, которая никак не меняет сырьевую ориентацию нашей экономики, не снижает зависимость от тех или иных рынков сбыта, диктующих России свои ценовые условия. Как это жестко делает сейчас Пекин, добиваясь все новых скидок на импортируемое из России топливо»[115].
К слову, хотя «газпромовские» поставки в Европу за последние пять лет сократились в восемь раз (табл. 27), контрагенты из ЕС до недавнего времени все равно оставались крупнейшими потребителями российского сырья. Китай и Турция – на втором и третьем местах. Правда, после отказа Киева от продления транзитного договора с «Газпромом» ситуация для него на европейском направлении, скорее всего, еще больше деградирует.
Таблица 27
Динамика трубопроводного экспорта газа из России в ЕС (млрд м³/год)
В то же время по импорту российской нефти ЕС сейчас на 3-м месте. А основные покупатели – Китай и Индия. Причем часть сырья они после переработки на своих НПЗ продают на европейском рынке. В частности, Индия до рекордного уровня нарастила объем поставок нефтепродуктов в страны ЕС.
Едва ли не основную роль в успехах российских нефтяных экспортеров сыграла ставка не на нефтепроводы, а на так называемый теневой флот[116].
По данным Bloomberg, уже к марту 2024 г. Россия потратила свыше $2 млрд на закупку более 600 танкеров (около 10 % всего мирового танкерного флота). Танкеры «неизвестного происхождения» загружались нефтью в российских портах и брали курс на Восточную и Южную Азию.
Сложность и непрозрачность логистики вынуждает российские компании продавать нефть с существенным дисконтом, таким образом компенсируя риски, которые могут возникать у покупателей.
Понятно, что дисконт может колебаться в зависимости от скорости адаптации рынка к новым условиям торговли российским сырьем и регулярности коррекции санкционной (главным образом американской) политики, с помощью которой Запад пытается минимизировать экспортные доходы России. При худшем раскладе скидка за российскую нефть может достигать $15 с барреля.
Итак, можно констатировать, что в ответ на масштабные санкции со стороны Запада России удалось переориентировать нефтегазовый экспорт на восточное направление. Но это оборачивается существенным сокращением объемов продаваемого сырья и/или потерями в доходах. Что не лучшим образом отражается как на самих компаниях-экспортерах, так и на российском бюджете.
4.3.2. Российские СПГ-проекты и танкерный флот
Наращивание производства СПГ рассматривается как один из основных способов минимизации последствий санкционных и инфраструктурных ограничений для российского газового экспорта. По сравнению с газопроводным, этот вид сырья более гибок с точки зрения выбора маршрута и времени поставок, а также ценообразования.
Не случайно европейские страны, снижая импорт российского трубопроводного газа в 2022–2023 гг., продолжали покупать российский СПГ.
Сегодня Россия, наряду с США, Австралией, Катаром и Малайзией, входит в пятерку мировых лидеров по поставкам СПГ, устойчиво занимая четвертое место. Основные потребители, помимо ЕС, – страны АТР. Причем на долю последних приходится 70–80 % мирового потребления СПГ. А среди них больше всего импортируют Китай, Япония, Южная Корея и Индия.
В свою очередь, в России действуют пять проектов по производству СПГ общей мощностью около 36 млн т.
Рис. 29
Комплекс «Ямал СПГ» – проект компании «НОВАТЭК»
Фото: © ПАО «НОВАТЭК»
• «Сахалин-2»
«Сахалин-2» – первый в России крупнотоннажный завод по производству СПГ, запущенный в 2009 г. Его сырьевая база – Пильтун-Астохское и Лунское месторождения, расположенные на шельфе Охотского моря.
Изначально, наряду с «Газпромом», в проект инвестировали британско-нидерландская Royal Dutch Shell, ставшая крупнейшим акционером, и японские Mitsui и Mitsubishi. Но в 2007-м иностранным участникам, столкнувшимся с экологическими претензиями со стороны российских властей, пришлось продать часть контрольного пакета «Газпрому», в то время не обладавшему технологиями производства СПГ. В 2022-м Royal Dutch Shell полностью вышла из «Сахалина-2». И теперь «Газпрому» принадлежит 77,5 % проекта.
Номинальная производственная мощность двух производственных линий «Сахалина-2» – 9,6 млн т в год. Однако по итогам 2022 г. были отгружены рекордные 11,5 млн т.
• «Ямал СПГ»
Учредители «Ямала СПГ», крупнейшего российского завода по производству сжиженного природного газа, – «НОВАТЭК», французский концерн Total, а также Китайская национальная нефтегазовая корпорация и китайский Фонд Шелкового пути.
Завод осваивает ресурсную базу Южно-Тамбейского месторождения (северо-восток полуострова Ямал). В 2017–2019 гг. поэтапно были запущены три технологические линии, каждая производительностью 5,5 млн т в год. А в 2021 г. четвертая линия мощностью 900 000 т в год.
В производстве применяется специальная отечественная технология сжижения природного газа «Арктический каскад», которая разработана специально для климатических условий высоких широт (температура ниже +5 ℃) и использует оборудование отечественного производства. На сегодняшний день на долю «Ямал СПГ» приходится около 5 % всего мирового производства СПГ.
• «Газпром СПГ Портовая»
Предприятие использует в качестве ресурсной базы излишки, возникающие при отправке газа по «Северному потоку». А расположение на берегу Финского залива облегчает транспортировку с использованием местной портовой инфраструктуры.
Налаживанием криогенного производства и поставкой оборудования изначально занималась немецкая компания Linde. После ее ухода в 2022 г. запуск завода осуществляла российская инжиниринговая компания «Петон».
Основной акционер и оператор проекта – ООО «Газпром СПГ Портовая», дочерняя компания «Газпрома».
Общая производственная мощность «Портовой» – 1,5 млн т в год. Первые экспериментальные отгрузки были осуществлены практически сразу после запуска. В мае 2023 г. завод отгрузил первый миллион тонн продукции.
• «Криогаз – Высоцк СПГ»
В составе акционеров «Криогаз – Высоцк СПГ» – «НОВАТЭК» (51 %), Газпромбанк (41,5 %) и ООО «Статус» (7,5 %).
Завод, построенный в Ленинградской области, изначально был рассчитан на поставки сырья потребителям из стран, расположенных недалеко от Балтийского моря или граничащих с ним. Поэтому комплекс оборудован причалами для танкеров-газовозов, отгрузочными терминалами для автомобильного и морского транспорта.
Номинальная мощность – 660 000 т в год (две производственные линии по 330 000 т каждая). В 2025 г. планируется увеличить производительность до 895 000 т.
• «Арктик СПГ 2»
«Арктик СПГ 2», как и «Ямал СПГ», расположен на побережье Обской губы, только со стороны не Ямала, а Гыданского полуострова, недалеко от месторождения Утреннее.
Акционеры – «НОВАТЭК», французский Total, JAPAN ARCTIC LNG, китайские CNPC и CNOOC. Российской компании принадлежит 60 %, остальным участникам – по 10 %.
Уникальность проекта в том, что СПГ-заводы построены на гравитационных платформах для перемещения в район добычи сырья для запуска производственного процесса.
Запуск первой линии состоялся в декабре 2023 г. В августе 2024 г. вторая платформа с СПГ-производством полного цикла была отбуксирована по СМП из Центра строительства крупнотоннажных морских сооружений «НОВАТЭК-Мурманск» к берегам Гыданского полуострова. Третью линию «НОВАТЭК» планирует запустить в 2026 г.
Общая мощность трех производственных линий —19,8 млн т в год (более 27 млрд м³) и 1,6 млн т стабильного газового конденсата.
• «Балтийский СПГ»
В 2021 г. в районе порта Усть-Луга в Ленинградской области началось строительство уникального комплекса, объединившего производство СПГ, газопереработку и газохимию.
Изначально в числе учредителей были «Газпром» и Royal Dutch Shell. В 2022 г. британско-нидерландский концерн вышел из состава акционеров. Его место заняла «Русгаздобыча». Оператором проекта назначен «Русхимальянс».
Проектная мощность завода СПГ – 13 млн т в год с возможностью дальнейшего увеличения до 20 млн т. В качестве источника сырья будет использован газ Надым-Пур-Тазовского региона, а впоследствии Тамбейского месторождения на Ямале.
Запуск первой линии изначально был запланирован на 2024 г., но затем перенесен на 2026-й – после того, как из проекта вышел немецкий подрядчик Linde.
К 2030 г. «НОВАТЭК» планирует завершить строительство «Арктик СПГ 2» (19,8 млн т), построить и ввести в эксплуатацию «Мурманский СПГ» (21 млн т) и «Обский СПГ» (6 млн т); начать работы на проекте «Арктик СПГ 1» (19,8 млн т), рассматривается возможность реализации «Арктик СПГ 3». В планах «Газпрома» – завершение работ на «Балтийском СПГ» (13–20 млн т), запуск третьей линии проекта «Сахалин-2» (дополнительные 5,4 млн т), строительство «Владивостокского СПГ» (1,5 млн т).
Географическое положение как действующих, так и перспективных российских газовых месторождений, обладающих большими подтвержденными запасами сырья, создает благоприятные перспективы для развития СПГ-отрасли. Дополнительным стимулом становятся санкционные и инфраструктурные ограничения в отношении российских поставок трубопроводного газа.
Согласно энергетической стратегии России, к 2035 г. производство СПГ должно увеличиться до 80–120 млн т в год. Таким образом, Россия имеет шансы занять не менее 15–20 % мирового рынка данного вида топлива.
Пожалуй, главное препятствие для наращивания Россией поставок СПГ – недостаток танкеров-газовозов, прежде всего ледового класса. Актуальность этой проблемы лишний раз продемонстрировали санкции, введенные США в ноябре 2023 г. в отношении «Арктик СПГ 2», «Мурманского СПГ» и ряда других проектов.
Еще в 2020 г. для проекта «Арктик СПГ 2» на верфи DSME в Южной Корее было заказано шесть танкеров: три для «Совкомфлота», три для японской Mitsui. Контракт с «Совкомфлотом» южнокорейские судостроители расторгли еще в 2022 г., после того как российская госкомпания попала под санкции. А теперь Mitsui после очередного санкционного демарша США, опасаясь вторичных рестрикций, отказывается направлять газовозы для нужд «Арктик СПГ 2». В итоге завод до сих пор не может начать плановые отгрузки.
В этом плане показательно, что 1 августа 2024 г. на спутниковых снимках в акватории Обской губы вблизи завода «Арктик СПГ 2» был обнаружен пришвартованный газовоз. Представители TankerTrackers идентифицировали его как судно Pioneer. В то время как агентство Bloomberg, ссылаясь на данные с радаров, утверждает, что в момент загрузки корабль находился в 1300 км от завода «Арктик СПГ 2». Pioneer принадлежит индийской компании Ocean Speedstar Solutions, зарегистрированной только в июне 2024 г., что может быть косвенным свидетельством причастности к теневому флоту. Кроме того, в пользу этого предположения говорит тот факт, что страховщик судна неизвестен. 11 августа 2024 г., согласно спутниковому мониторингу, «Арктик СПГ 2» принял еще один газовоз Asya Energy, который также недавно был приобретен индийской компанией[117].
С точки зрения сбыта российского СПГ наиболее логичным рынком представляется европейский. Но здесь очень высоки политические (точнее, как раз санкционные) риски.
Потребители из Юго-Восточной и Южной Азии в этом смысле более предсказуемы. Но наименее уязвимый с точки зрения внешних, в том числе и санкционных, угроз маршрут доставки азиатским покупателям СПГ – СМП, а для его использования и нужны газовозы ледового класса.
По оценкам Минпромторга, российским газовикам нужно не менее 75 таких судов: 15 для «Арктик СПГ 2», еще около 50–60 для «Арктик СПГ 1», «Арктик СПГ 3» и «Мурманск СПГ».
Дефицит газовозов – еще и побочный эффект роста рынка СПГ. Спрос на суда опережает предложение. Верфей, специализирующихся на строительстве газовозов, не так много, а у тех, которые обладают соответствующими компетенциями и технологиями, – заказы на годы вперед.
Кроме того, поскольку эксплуатация арктических танкеров невозможна без сопровождения их ледоколами, возникает еще и вопрос о достаточном количестве таких судов. «В 2024 г. нам потребуется один дополнительный ледокол в восточный сектор Арктики, в 2025 г. – два ледокола, в 2026 г. – три дополнительных ледокола, которые должны будут обеспечивать безопасное прохождение восточного сектора Арктики нашими газовозами. Многие говорят, что они имеют высокий ледовый класс, зачем нужны ледоколы? Задача танкеров не в том, чтобы колоть лед, а в том, чтобы эффективно и быстро доставлять газ получателям», – отмечал в ходе выступления на ВЭФ зампредседателя правления «НОВАТЭК» Евгений Амбросов[118].
«НОВАТЭК» разместил заказ на 15 газовозов на судостроительном комплексе (ССК) «Звезда». Этот завод обладает уникальным для российских судоверфей оборудованием и передовыми технологиями мирового уровня, которые позволяют реализовать самые амбициозные проекты. В частности, «Звезда» выпускает крупнотоннажные газовозы усиленного ледового класса Arc7 с проходимостью льдов толщиной до 2,1 м, способные перевозить до 172,6 тыс. м³ газа. На начало 2024 г. построено и передано заказчику 5 судов[119]. Поэтому пока «НОВАТЭК» реализует вариант с плавучими газохранилищами. После доставки СПГ к Бечевинской бухте на Камчатке сырье перекачивается на обычные газовозы, а дефицитные суда арктического класса возвращаются по СМП за новой партией.
Рис. 30
Судостроительный комплекс «Звезда» в г. Большой Камень (Приморский край)
Фото: © Пресс-служба Президента России
Схожая ситуация складывается и с нефтеналивными танкерами. По данным ЦНИИМФ[120], до 2022 г. для перевозки нефти в России использовались 346 собственных судов, общим дедвейтом 4,6 млн т. В то же время фрахтовались 139 судов общей грузоподъемностью 12,3 млн т. Но теперь многие иностранные судовладельцы отказываются сотрудничать с российскими клиентами. Аналогичную позицию занимают и страховщики, а отказ в страховании становится дополнительным препятствием при работе с зарубежными судоходными компаниями.
По оценке агентства Reuters, для минимизации зависимости от иностранных судовладельцев России нужно не менее 240 судов, включая 157 афрамаксов[121], 65 суэцмаксов[122] и 18 танкеров VLCC[123][124].
Вариантов немного: либо самостоятельно строить новые танкеры, либо выкупать уже существующие у дружественных стран. Ведь недружественные не только отказываются принимать российские заказы, но и приостановили обслуживание ранее заключенных контрактов.
В декабре 2023 г. ССК «Звезда» передал заказчику танкер «Восточный проспект». Это уже пятое судно из серии крупнотоннажных танкеров, которое судоверфь сдает согласно подписанным контрактам. Всего в портфеле ССК «Звезда» заказы на 12 танкеров этого типа, 10 из них строятся по заказу «Роснефтефлота». Четыре афрамакса уже выполняют регулярные рейсы.
Впрочем, дефицитом судостроительных мощностей проблема не исчерпывается. Сложности возникают и с комплектующими. Даже при наличии необходимых компетенций, позволяющих наладить импортозамещение, многие необходимые российским верфям детали еще не запущены в серийное производство. А судостроителям нужны бесперебойные поставки. Кроме того, не всегда производители комплектующих готовы нести дополнительные затраты, связанные с доналадкой.
Очевидно, на решение комплекса проблем, связанных со строительством нефтеналивных танкеров и газовозов, потребуется немало времени и финансовых затрат. Пока же недостаток собственных профильных судов будет усугублять, а не микшировать эффект от санкций, которые Запад наложил на российский ТЭК. Отечественным экспортерам приходится использовать теневой флот и многоуровневую систему перепродажи сырья, что существенно повышает логистические издержки, увеличивает срок доставки и в конечном счете отрицательно сказывается как на доходах самих компаний, так и на поступлениях в бюджет, чья зависимость от нефтегазовой выручки все еще весьма высока.