03
Сря, Юни
24 New Articles

Проектите „Набуко” и „Южен поток” в контекста на променящия се газов пазар

брой3 2010
Typography

Световната икономическа криза от последните две години най-често се асоциира със зрелищните банкови фалити в САЩ. По същото време обаче, в сферата на търговията с природен газ се случиха промени, които могат да се окажат дори по-драматични от събитията, преобразили сектора на финансовото посредничество.

Добра илюстрация за това, което се случва в световната газова търговия, е цитираният от списание. „Икономист” пример с терминала за втечнен газ край канадското градче Китимат. То се намира на брега на Тихия океан, недалеч от Аляска. Преди около пет години въпросният терминал бе замислен от инвеститора „Апачи корпорейшън” като пункт за внос на втечнен газ в Канада. Днес бизнес планът се преобърнал с главата надолу. Терминалът наистина ще е необходим, но не за внос, а за износ на природен газ. Северна Америка, в която допреди година-две имаше голям газов недостиг, сега е на път да задоволи потребностите си почти изцяло със собствено производство. Основна причина е рязко нарасналият добив на т. нар. „неконвенционален газ” – добиван от въглищните и най-вече от шистови пластове (shale gas).

Наличието на газ в пластовете от шисти е известно отдавна. В САЩ първият сондаж в шистови скали е направен още през 1821, но резултатите са незадоволителни. Идеята за добив на нетрадиционния газ набира скорост през 70-те години на миналия век, когато петролът поскъпва рязко, но угасва още в следващото десетилетие, когато нефтените котировки тръгват надолу.

Най-голямата технологична новост в шистовия газодобив е изпробвана едва през 2002 в Тексас. Тогава е направен първият хоризонтален сондаж, който е много по-ефективен от вертикалния. Впоследствие технологията бързо е усъвършенствана и така е отстранена главната пречка за добива на газ от шисти – високата себестойност. Тези промени съвпадат с непрестанното повишаване на световните цени на природния газ, достигнали своя връх в средата на 2008. Така, към американския шистов газ се насочват все по-големи инвестиции като резултатите стават особено видими през последните 10-15 месеца. През 2009 САЩ дори успяват да задминат дотогавашния безспорен световен лидер в газодобива Русия. Нарастването на американското производство идва основно от шистовия газ. Към средата на миналата година той дава 14% от добива в страната, докато през 2000 този дял е бил само 2%. Еуфорията около новото газово чудо се подсилва от факта, че то идва изненадващо. През последните няколко месеца, в САЩ, влизат в експлоатация терминали за внос на втечнен газ, чието строителство е започнало в самото навечерие на бума с шистовия газ. Те вероятно ще останат губещи, защото само за година-две нуждата от внос се е изпарила.

В началото на 2010 вълната на ентусиазъм около газа от шисти прехвърли океана, достигайки Европа и дори Китай. Залежи на шистов газ има в почти всички европейски държави като най-големи са в Полша, която сега е силно зависима от вноса от „Газпром”. Все по-често в медиите се появяват фантастични прогнози за световните запаси от неконвенционален газ, които можело да се окажат няколко пъти по-големи от тези на конвенционалния. Въз основа на това се предрича крах на руската газова империя „Газпром” и се правят прогнози, че в скоро време газът ще измести въглищата като основно гориво за електро- и топлоцентралите.

Реалната ситуация на газовия пазар

Успоредно с това се чуват и по-трезви гласове, според които газът от шисти е PR-балон, раздуван от две-три американски компании с големи инвестиции в този бизнес. Най-често се сочи Chesapeake Energy, която твърди, че себестойността на нейния шистов газ е $130 за 1000 куб. м и може да падне дори до 99 долара. В същото време обаче, финансовите отчети на компанията показват скромни резултати, макар че тя  присъства много силно в бизнеса с  шистов газ още от 2005. Към началото  на 2009, Chesapeake Energy има дългове за $14,4 млрд. Което означава, че или себестойността на нетрадиционния газ не е толкова ниска или поне, че този бизнес изисква огромни първоначални инвестиции, изплащащи се след много години.

Според повечето специалисти, реалистичната долна граница за средната цена на нетрадиционния газ е $180-200 за 1000 куб. м. За сравнение – през лятото на миналата година цените на природния газ на спотовия пазар в един момент паднаха до $120 за 1000 куб. м, към март 2010 на американския газов хъб Хенри се доставяше суровина по $154 за 1000 куб. м, а прогнозата на Департамента по енергетиката на САЩ е, че през 2011 газът ще струва средно по $192 за 1000 куб. м. Но, в същото време, цената, по която сега „Газпром” продава суровината си в Европа, по дългосрочните договори, е около $300 за 1000 куб. м. А само допреди две години газът на спотовия пазар беше много по-скъп от този, който вървеше по тръбопроводите на „Газпром”. Това означава първо, че световният газов пазар е много динамичен и второ, че той все още си остава географски сегментиран, защото тръбопроводните доставки доминират над танкерните.

Има няколко фактора, определящи песимистичния тон на прогнозите за възможно повторение на  американското чудо с газа от шисти в Европа. Първо, трябва да е ясно, че газът в шистовите пластове е силно разпръснат и там, където концентрацията му е под определена граница, добивът просто става икономически неизгоден, макар че е възможен. Тоест, трябва да се прави разлика между налични и извлечими запаси от  тази суровина. Второ, голяма част от сондажите в шистовите пластове са предприятия за сезонна и дори еднократна употреба. Газовият дебит в тях пада много бързо и ако в началото на експлоатацията находището изглежда много печелившо, с течение на времето картината се променя. Максималният живот на един сондаж в шистови скали е 8-12 години.

Освен това между Америка и Европа има фундаментални различия по отношение на условията за добив на шистов газ. Територията на САЩ е огромна, почти колкото тази на цяла Европа, от Атлантика до Урал, и е по-слабо населена. В гъстонаселените европейски държави просто няма свободно място, където да се разгърне мащабен газодобив от шистови пластове, защото той крие сериозни екологични рискове. Газовите пластове се изтласкват с помощта на големи количества вода и пясък, плюс химикали. Понеже скалите са порести, химикалите проникват в подпочвените води, което в един гъстонаселен регион индиректно ще ги отведе и в източниците за водоснабдяване. Нагнетяването на хиляди тонове вода и пясък в пластовете крие и опасност от свлачища и дори от техногенни земетресения.

Освен това САЩ имат по-развита газотранспортна система от Европа, с множество частни оператори, работеща в доста либерален законов режим. Поради това разходите за пренос на газа от шисти са близки до нула. Накрая, трябва да отчетем и факта, че шистовият газодобв е високотехнологична дейност, за която извън САЩ все още няма достатъчен брой квалифицирани и опитни специалисти.

Все пак, имайки предвид, че в последните месеци към инвестиции в добива на неконвенционален газ се насочват почти всички големи световни играчи в газовия бизнес (без „Газпром”), ясно е, че това не е безперспективна дейност. Но центърът и ще си остане в Северна Америка. Според прогнозите, на Европа ще й трябват най-малко 10 години за да може добиваният в ЕС неконвенционален газ да стане реален фактор, влияещ до известна степен върху пазара. Същото важи за Китай и Индия. Към средата на 2009, шистовият газ от САЩ и Канада е около 3% от общия световен добив на „синьо гориво” – приблизително колкото производството на Катар или на Алжир. В световен мащаб това е малко, но в регионален – не.

Другите два основни фактора, натискащи цената на газа надолу, са спадналото потребление, в резултат на икономическата криза, и увеличаването на производството на втечнен природен газ, чиято себестойност, с напредването на технологиите и увеличаване броя на производителите, става с все по-ниска. Експертите на Международната енергийна агенция смятат, че свърхпредлагането на световния газов пазар ще се запази поне до 2015. Има обаче и други прогнози – че пазарът ще бъде доминиран от потребителите най-малко до 2030 и производителите ще преживеят много тежки времена.

Засега е ясно, че „газов ОПЕК” под формата на познатия картел, контролиращ световните цени на петрола, няма и не може да има. Защото, за разлика от нефта, който се превозва предимно с танкери (т.е. там почти целият пазар е спотов), газът се доставя главно на базата на дългосрочни договори, които трудно могат да се анулират. Освен това, двете криви – на динамиката на нефтените и на газовите цени, се разминават все по-драстично и, както изглежда, сме на прага на епохата на окончателното отвързване на газовите котировки от нефтените.

Перспективите пред газовите проекти с българско участие

Как тези световни тенденции ще се отразят върху европейския газов пазар и по-конкретно върху проектите за газопроводи, в които участва България? Според статистиката на Eurogas, потреблението на природен газ в ЕС, през 2008, е било 517 млрд. куб. м, а през 2009 кризата го сваля на 484 млрд. – спад от 6,4%. Намалението в страните извън ЕС, като Русия и Украйна, е още по-голямо. Според най-реалистичните прогнози, търсенето на природен газ в Европа ще се възстанови на нивата отпреди кризата най-рано към 2013-2015.

Още по-интересно е какво се случва със съотношението на силите между основните доставчици на газ за ЕС. През 2008, собственото производство е било 39% от потреблението, а през 2009 пада на 36%. Надолу върви и делът на руския доставчик „Газпром” – от 25%, през 2008, до 22%, през 2009. Дяловете на Норвегия (съответно 18% и 19%) и на Алжир (10% и в двете години) остават почти непроменени. Най-значимо нарастване има при доставчиците на втечнен газ, като Катар и Нигерия. Това се дължи на факта, че количествата втечнен газ, които доскоро са насочвани към Америка, сега се преориентират към Европа и Източна Азия и появилото се свръхпредлагане натиска цените надолу.

При новата ситуация втечненият газ, който преди служеше най-вече като застраховка срещу рисковете от срив на тръбопроводните доставки, се превръща в реална алтернатива, която потребителите могат да изберат, дори и когато няма никаква криза в снабдяването. Промяната би трябвало да повлияе върху енергийните стратегии на страни като България и Румъния, за които съвсем доскоро втечненият газ не бе реална опция, защото не са достатъчно богати, за да платят такава скъпа застраховка като газовия терминал.

Промените в световния газов пазар поставят в нов контекст въпроса за строежа на трите големи тръбопровода, замислени да пренасят суровина от Русия и Каспийския регион до Европа. Това са „Северен поток”, „Южен поток” и „Набуко”. С първия от тях нещата вече са ясни – всички геополитически пречки пред реализацията му паднаха в края на миналата година и строежът на съоръжението е в ход. Съдбата на „Южен поток” и особено на „Набуко” остава несигурна. Като конкуренцията между тези два проекта става още по-ожесточена. Досега тя беше главно за източниците на суровината – т. е. дали каспийският газ ще потегли към „Набуко” или, през Русия, голяма част от него ще влезе в „Южен поток”. Но при положение, че потреблението на газ в ЕС падна доста под прогнозите отпреди 3-4 години, в краткосрочен и средносрочен период, на „Южен поток” и „Набуко” може да се наложи да си оспорват и клиентите, които ще купуват суровината в Европа.

През последните няколко месеца се случиха важни събития, довели до  преориентация на газовите потоци в Каспийския регион и влияещи пряко върху перспективите за реализация на „Южен поток”, но най-вече на „Набуко”. През декември 2009 бе открит газопроводът от Туркменистан до Китай, пресичащ територията на Узбекистан и Казахстан. Тръбопроводът поставя началото на нова епоха в газовия експорт на централноазиатските републики, който за първи път тръгва на изток и получава излаз на огромния китайски пазар. Споразумението за изграждането на газопровода е сключено през април 2006, а строителните работи започват през 2007 и завършват за по-малко от три години. Това е рекордно кратък срок имайки предвид, че дължината на съоръжението, само от Туркменистан до китайската граница, е 1800 км, а оттам суровината може да достигне чак до отстоящото на още 4500 км пристанище Гуанджоу на брега на Тихия океан. Зад тази оперативност стои мощното финансиране от Пекин. Предвижда се първоначално по новия тръбопровод да се транспортирани по 13 млрд. куб. м газ годишно, а през 2013 да бъде достигната пълната мощност на съоръжението от 40 млрд. куб. м годишно. От тях 30 млрд. куб. м ще осигурява Туркменистан, а 10 млрд. – Казахстан и Узбекистан. За целта китайците вече са сключили 30-годишен договор с доставчиците.

В началото на 2010 бе открит и вторият  втория газопровод между двете съседни страни Туркменистан и Иран, който тръгва от гигантското находище Довлетабад. Така туркменистанският износ за северните ирански провинции ще се увеличи от досегашните 8 млрд. куб. м годишно до 14, а впоследствие и до 20 млрд . куб. м. Всъщност, ускоряването на проектите за нови направления на туркменистанския газов износ бе провокирано от запушването на основния експортен маршрут, насочен към Русия. През 2003 президентите Путин и Бердимухамедов подписаха газово споразумение, предвиждащо нарастващи доставки на Туркменистан за „Газпром”, като през 2007 те трябваше да бъдат 60-70 млрд. куб. м, а след 2009 да се увеличат до 80 млрд. куб. м годишно. В действителност, през 2007 и 2008 руснаците са купили по 42 млрд. куб. м туркменистански газ (по други данни – 50 млрд.). Това обаче бе над 90% от износа на централноазиатската република, която по това време не разполагаше с други експортни маршрути, ако не броим един тръбопровод с малък капацитет към Иран. През април 2009 стана сериозна авария на построения още по съветско време тръбопровод Централна Азия-Център, по който туркменистанския газ течеше към Русия. След това „Газпром” за дълго прекрати вноса от Туркменистан. Причината бе резкия спад в търсенето и цената на газа на европейския пазар. За „Газпром” стана крайно неизгодно да реекспортира туркменистанската суровина, особено имайки предвид договорената с Ашхабад твърде висока цена. Най-сетне, на 22 декември 2009, президентите Медведев и Бердимухамедов все пак се споразумяха и доставките бяха възобновени от януари 2010. Сега обаче, апетититът на „Газпром” за туркменистански газ е значително по-умерен. Договореното количество е максимум 30 млрд. куб. м годишно, но руснаците вероятно ще купят доста по-малко.

През 2009 стана ясно, че Турция, която Баку смяташе за свой близък съюзник, е по-скоро пречка, отколкото мост за азербайджанския газов износ към Европа. Многомесечните преговори между Анкара и Баку зациклиха и през пролетта на 2010 бяха прекратени. Двете страни не могат да постигнат пакетно споразумение за цената на азербайджанския газ, който Турция получава от 2007 насам, както и за количествата и условията на транзита му към европейските пазари. При това положение Баку започна да се оглежда за алтернативи на север, към Русия, и на юг, към Иран. И с двете страни бяха сключени споразумения за износ на азербайджански газ от 2010. На първо време, към Русия тръгват по 1 млрд. куб. м годишно. С Иран Баку има краткосрочен договор за доставка на около 100 млн. куб. м (незначително количество) извън суаповите доставки за азербайджанския анклав Нахичеван. Техеран пък заяви, че е готов да купува до 10 млрд. куб м годишно от Азербайджан, но съществуващият тръбопровод не позволява преноса на такова количество. Сега се правят проучвания за строеж на нова тръба до Иран с капацитет 6,57 млрд. куб. м годишно. Планира се строежът да завърши през 2012 и да се финансира от ГНКАР. Споразуменията с Москва и Техеран могат да трасират пътя на по-сериозния азербайджански газов износ, който се очаква, когато проектът за разработването на голямото находище Шах-Дениз навлезе във втората си фаза.

През април 2010 обаче, Азербайджан обяви, че проектът Шах-Дениз 2 се отлага за пореден път и няма да стартира преди 2017. Мотивите са неуспешните преговори с Турция и липсата на окончателно инвестиционно решение за строежа на „Набуко”. Подобна обосновка показва, че Азербайджан не смята да продава всичкия си газ само на Русия и Иран и иска на всяка цена да присъства на турския и най-вече на европейския пазар. Иначе „Газпром” вече предложи да купува всичкия азербайджански газ, включително и този от Шах-Дениз 2. Но предложението среща мълчаливия отказ на Баку. Друг е въпросът, че самият „Газпром” едва ли разчита офертата му да бъде приета. Очакваният добив от Шах-Дениз 2 е 20 млрд. куб. м годишно – количество, което е съвършено излишно на „Газпром” в момента и сигурно ще е излишно и след 5-6 години. Възможно е зад анонсираното отлагане на Шах-Дениз 2 да стоят и други мотиви от стратегически характер. Сега почти всички експортни приходи на Азербайджан идват от нефта, а след 2015 се очаква т. нар. нефтен пик в страната да бъде преминат и общото количество на добивания петрол постепенно да започне да намалява. Точно в този момент стартът на Шах-Дениз 2 може да донесе компенсиране на част от загубените нефтени приходи,  чрез продажбата на газ, и да запази бюджетната стабилност на Азербайджан.

Изглежда странно, че в консорциума за „Набуко” няма нито една компания, която реално да добива газ в Каспийския регион. В последно време този ключов недостатък се опитва да отстрани германската RWE, която влезе в проекта през 2008 – доста след останалите акционери. Германците са активни и на източния и на западния бряг на Каспийско море. В Туркменистан те получиха концесия за разработване на нефтено-газов блок в морския шелф, но реален добив не може да има преди 2018-2020. В Азербайджан RWE подписа договор за проучването на газовото находище Нахчиван, където според прогнозите може да има до 300 млрд. куб. м газ. Смущаващо е, че през 1997 въпросното находище вече е било давано на концесия на консорциум от американската ExxonMobil и азербайджанската държавна компания ГНКАР. След направените сондажи обаче, американците го оценяват като безперспективно и през 2002 го изоставят, като дори плащат компенсация от 30 млн. долара. Разбира се, работата на RWE може да е по-успешна, но дори и при оптимистичен сценарии на германците ще им трябват поне няколко години преди да успеят да добият газ за „Набуко” от Нахчиван.

Така или иначе, отлагането на Шах-Дениз 2 засега маркира 2017 като най-оптимистичния (но малко вероятен) срок за влизането на „Набуко” в експлоатация. Проектът за построяването на този газопровода бе извикан на дневен ред от три основни предпоставки: нуждата на Европа от внос на допълнителни количества газ по тръбопроводи, необходимостта от диверсификация на доставчиците и на маршрутите, по които газът идва до ЕС и наличието на свободни, недоговорени от никого, количества газ в Каспийския регион. Прозорецът на възможностите за реализация на проекта е отворен най-широко, когато силата на въздействие на тези три фактора достигне своята връхна точка, по едно и също време. Но дали този момент вече не е отминал?

След есента на 2008 нивото на потребление на газ в Европа започна да намалява поради общия икономически спад и засега не се е възстановило. Успоредно с това, втечненият газ поевтиня и стана равностоен конкурент на тръбопроводния. Факторът ”необходимост от диверсификация на газовите доставки в Европа” действаше най-силно между януари 2009 и февруари 2010. След победата на Виктор Янукович на президентските избори в Украйна и сключената от него пакетната сделка „евтин газ срещу база за Черноморския флот” с Русия,  все повечето политици и анализатори в ЕС смятат, че поне до 2015 повторение на руско-украинската газова криза от началото на 2009 вече е невъзможно. Следователно, нуждата от диверсификация на маршрутите на газовите доставки намалява. Повратна точка в това отношение би станало началото на строежа на „Южен поток”, който може да даде почти пълна гаранция за диверсификация на маршрута на руските газови доставки за Югоизточна и Централна Европа.

Наличието на недоговорени количества газ в Централна Азия и Азербайджан бе най-очевидно до края на 2009. Действието на този трети движещ фактор за реализацията на „Набуко” значително отслабна след като Туркменистан отвори път за своя газ към Китай, възстанови износа за „Газпром” и пусна в експлоатация нов газопровод към Иран, а пък Азербайджан започна газов износ към Русия и Иран. Изводът е, че прозорецът на възможностите за реализация на „Набуко” бе най-широко отворен в края на 2008 и през първата половина на 2009. Втори такъв шанс може да се появи едва след няколко години, когато потреблението на газ в Европа и добивът в Туркменистан ще бъдат на значително по-високи нива от днешните.

 

* Българско геополитическо дружество

Поръчай онлайн бр.3 2020