Sukcesywne zacieśnianie zachodniego reżimu sankcyjnego wobec rosyjskiego sektora LNG nasila problemy branży, która zmaga się z poważnymi trudnościami zagrażającymi jej dalszemu rozwojowi. Embargo technologiczne i inne restrykcje doprowadziły do opóźnień w budowie nowych instalacji skraplających oraz spiętrzenia wyzwań związanych z logistyką i finansowaniem. Sankcje generują również dodatkowe koszty dla państwa oraz obniżają dochody ze sprzedaży gazu.
Rosyjscy decydenci upatrują w rozwoju LNG szansę na uniezależnienie się od ograniczeń infrastrukturalnych i politycznych, które charakteryzują rurociągowy przesył gazu. Wskutek decyzji Kremla Gazprom utracił znaczną część rynku europejskiego, a przekierowanie dostaw na rynki azjatyckie pozostaje niepewne. Stąd konieczność rozbudowy zdolności eksportowych gazu skroplonego jawi się jako jeszcze pilniejsza. Problemy sektora LNG oddziałują zatem negatywnie na perspektywę eksportu rosyjskiego gazu jako takiego.
W związku z trwającą na Zachodzie dyskusją o dalszym zaostrzaniu sankcji wobec Federacji Rosyjskiej (FR) warto rozważyć podjęcie działań w celu spowolnienia wzrostu sprzedaży rosyjskiego LNG. Oprócz dalszego obejmowania sankcjami podmiotów zaangażowanych w tę gałąź eksportu uzasadnione jest wprowadzenie unijnego embarga na rosyjski gaz skroplony. Biorąc pod uwagę prognozowaną zwyżkę podaży LNG na rynku globalnym w perspektywie najbliższych dwóch–trzech lat, odejście od jego importu z FR jest możliwe. W ten sposób zlikwidowano by europejską zależność od Kremla w tym obszarze (rosyjski LNG stanowi blisko 14% całości importu skroplonego surowca do UE), oddalając zagrożenie w postaci jej politycznego wykorzystywania i przybliżając Unię Europejską do zadeklarowanego celu rezygnacji z dostaw z tego kierunku od 2027 r.
Przed 2022 r. znaczenie sektora LNG dla rosyjskiego budżetu było relatywnie nieduże – i to pomimo formułowanych przez Kreml planów skokowego zwiększenia eksportu. Ten stan rzeczy wynikał zarówno z ulgowego traktowania pod względem fiskalnym podmiotów zaangażowanych w rozwój tej branży, jak i relatywnie niewielkiego wolumenu LNG w całości struktury sprzedaży rosyjskiego gazu. W 2021 r. z FR wyeksportowano 40,1 mld m3 tego paliwa przy ponad 200 mld m3 eksportu gazu rurociągowego. LNG odpowiadało zatem za 16% realizowanej przez Moskwę sprzedaży surowca za granicę.
W ciągu ostatnich dwóch lat znaczenie gazu skroplonego dla Rosji istotnie się jednak zwiększyło. W 2023 r. surowiec w tej postaci stanowił jedną trzecią jej eksportu gazu ogółem. Paradoksalnie wzrost roli sektora nastąpił nie dzięki zwiększeniu wolumenu wywożonego LNG, lecz wskutek drastycznego spadku sprzedaży gazu rurociągowego. Od 2021 r. Kreml jednostronnie ograniczył eksport surowca do Europy, aby wywołać kryzys energetyczny w UE. W efekcie w 2023 r. Rosja wyeksportowała o 116 mld m3 gazu mniej niż w 2021 r. Całość tej redukcji przypadła na kierunek zachodni.
Decyzja Moskwy o zmniejszeniu przesyłu gazu na Zachód wraz z sukcesywnym odchodzeniem UE od dostaw z Rosji przyczyniły się do znaczącego spadku realizowanego eksportu gazu rurociągowego. W tej sytuacji, przy niepewnej możliwości przekierowania „utraconych” wolumenów na inne rynki, Kreml stoi przed koniecznością poszukiwania nowych szlaków eksportu surowca.
Skokowe zwiększenie rurociągowego wywozu do Azji jest obecnie wykluczone ze względu na brak połączeń pomiędzy magistralami przesyłającymi surowiec ze złóż zachodnio- i wschodniosyberyjskich, a także niewystarczającą przepustowość gazociągów eksportowych do Chin i Azji Centralnej. W tym kontekście rozwój mocy skraplających oraz idący za tym wzrost sprzedaży LNG miałyby rekompensować spadek eksportu rurociągowego.
Rosyjscy decydenci widzą w eksporcie LNG sposób na włączenie się w globalny rynek bez konieczności oglądania się na przeszkody infrastrukturalne i polityczne. Świadomość potrzeby rozwoju tego sektora sprawia, że Kreml podejmuje bezprecedensowe działania mające stymulować ten proces poprzez m.in. umożliwienie skraplania surowca pochodzącego z systemu przesyłowego na szerszą skalę, co narusza dotychczasową pozycję Gazpromu. Od 2023 r. odnotowuje się również zwiększenie opodatkowania eksporterów LNG, co uwidacznia znaczenie tego sektora dla państwa.
Eksport gazu skroplonego realizowany drogą morską za pomocą metanowców (statków przeznaczonych do transportu LNG) daje większą swobodę wyboru odbiorcy – elastyczność globalnego rynku pozwala na przekierowywanie wolumenów tam, gdzie jest popyt i pochodzenie surowca jest akceptowalne. Aktualne uwarunkowania transportu LNG działają jednak na niekorzyść Rosji. O ile strukturalne właściwości światowego handlu ropą (duża podaż tankowców, obecność traderów funkcjonujących poza zachodnim systemem finansowym, zjawisko „floty cienia” transportującej surowiec z m.in. Iranu i Wenezueli) umożliwiły Rosji zredukowanie wpływu sankcji na poziom eksportu tego surowca, o tyle w przypadku wywozu gazu skroplonego podobne zabiegi – jak chociażby korzystanie z usług transportowych podmiotów gotowych do poniesienia ryzyka sankcyjnego – będą z kilku powodów mało skuteczne.
Po pierwsze liczba metanowców na świecie jest o wiele mniejsza niż tankowców. W 2023 r. aktywnych było 668 jednostek transportujących LNG, podczas gdy ropę i produkty ropopochodne przewozi blisko 9 tys. statków[4]. Relatywnie niewielka flota przystosowana do przewozu gazu skroplonego zawęża perspektywy wypracowania alternatywnych łańcuchów dostaw, angażujących traderów i armatorów gotowych do operowania w „szarej strefie”. Ograniczona liczba metanowców ułatwia także ewentualną identyfikację tych jednostek, które łamałyby potencjalne sankcje.
Po drugie szlaki logistyczne rynku LNG nie są tak elastyczne jak w przypadku ropy – tankowce mogą bowiem zmieniać swój punkt docelowy w trakcie żeglugi bądź cumować na otwartym morzu przez długi czas, podczas gdy jednostki przewożące gaz skroplony takiej swobody nie mają (wydłużenie szlaku transportowego z wykorzystaniem przewożonego ładunku jako paliwa napędzającego silnik statku jest utrudnione ze względu na konieczność eksploatacji odparowującego gazu).
Co więcej, techniczna specyfika rozładunku LNG zawęża możliwość ukrywania pochodzenia ładunku poprzez niejawne działania, jak chociażby przeładunek burta w burtę (przeładowanie paliwa na otwartym morzu z jednego statku na drugi w celu uniknięcia sankcji). W tym kontekście istotne jest położenie geograficzne zakładów skraplających LNG w Rosji, dodatkowo zmniejszające elastyczność dostaw. Do wywozu produkcji z instalacji znajdujących się za kołem podbiegunowym (Jamał LNG, Arktyczny LNG 2) konieczne są statki zdolne do operowania na zamarzających wodach, których liczba jest ograniczona.
Po trzecie globalne dostawy LNG bazują głównie na długoterminowych kontraktach, co dodatkowo redukuje potencjał pojawienia się „szarej strefy”.
Faktyczna rozbudowa rosyjskich mocy skraplających oraz idące za tym zwiększenie eksportu LNG są niełatwe do urzeczywistnienia ze względu na zapóźnienie technologiczne. Słaby punkt stanowi przede wszystkim dotychczasowe uzależnienie od zachodniego know-how, czego przykładem są istniejące w Rosji zakłady skraplające. Wszystkie funkcjonujące linie produkcyjne operują na bazie zachodnich technologii, które obecnie trudno jest zastąpić własnymi bądź wypracowanymi poza krajami G7. Wyjątek stanowi jedna instalacja przy zakładzie Jamał LNG, która pomimo zastosowania rodzimych rozwiązań technologicznych i tak korzysta w znacznej mierze z komponentów sprowadzonych z zagranicy[5].
Wprowadzając sankcje, zachodni decydenci wykorzystują w celu zwiększenia ich efektywności zarówno rosyjskie zapóźnienie technologiczne, jak i specyfikę rynku. Odcięcie FR od zachodnich technologii poskutkowało spowolnieniem tempa prac nad podniesieniem mocy zakładów skraplających dużej skali. Wbrew rządowym deklaracjom z 2021 r. Rosji nie udało się osiągnąć zakładanych celów – do końca 2024 r. zamierzano bowiem uzyskać zdolność produkcyjną na poziomie 46–65 mln ton LNG rocznie, podczas gdy rzeczywista zdolność nominalna wynosi aktualnie ok. 35 mln ton rocznie (przy uwzględnieniu pierwszej linii Arktycznego LNG, operującej od początku br. jedynie z 50-procentową przepustowością).
Embargo technologiczne zmusiło rosyjskich producentów LNG do zmiany terminów oddania do użytku zakładów skraplających na późniejsze. W praktyce może to oznaczać zaniechanie budowy części z nich. Gazprom ponownie poinformował o przesunięciu rozpoczęcia eksploatacji pierwszej linii Bałtyckiego LNG (wspólne przedsięwzięcie z Rusgazdobyczi) z 2023 na 2026 r.[6], co i tak wydaje się założeniem optymistycznym. Przyczyną decyzji było wycofanie się z projektu niemieckiej firmy Linde – generalnego wykonawcy i zarazem dostawcy technologii.
W założeniu władz FR w sferze technologicznej zachodnich kontrahentów mają zastąpić rodzime podmioty. Dotychczas Novatek – największy eksporter LNG z Rosji – opatentował dwie technologie skraplania, z których jedna jest już stosowana (nie wiadomo, w jakim stopniu operuje ona na rosyjskich komponentach). Należy przy tym zaznaczyć, że przepustowość wykorzystującej tę technologię linii wynosi jedynie 0,9 mln ton LNG rocznie, a żadnego z krajowych rozwiązań nie wdrożono w dużej skali. Rodzi to wątpliwości co do ich szerokiej komercjalizacji w krótkim horyzoncie czasowym. Dość powiedzieć, że plany dotyczące zakładów funkcjonujących w całości na bazie rodzimych technologii nie wyszły do tej pory z fazy projektowej.
Ponadto, ze względu na brak możliwości współpracy z zachodnimi podmiotami, przed Rosjanami pojawiły się także przeszkody infrastrukturalne i logistyczne, zmuszające ich do zmian koncepcyjnych w zakresie instalacji. Koronnym przykładem jest tutaj projekt Murmański LNG, który boryka się z konsekwencjami nałożenia na Rosję embarga technologicznego. Z uwagi na niedostępność zachodnich turbin gazowych zakład ma być zasilany energią elektryczną przesyłaną bezpośrednio z elektrowni. Założenia tego projektu przyczyniły się do konfliktu na linii Novatek–Gazprom, m.in. o to, która z firm będzie finansować budowę gazociągu do instalacji[7].
Innym problemem jest obsługa całego sektora przez metanowce – w obliczu sankcji zagraniczne stocznie bądź firmy zaangażowane w dostarczanie konkretnych komponentów dla jednostek wycofały się z kooperacji z Rosjanami bądź zerwały kontrakty[8]. Nawet w wypadku oddania do eksploatacji nowych zakładów LNG może się zatem okazać, że ich produkcja zostanie celowo obniżona przez niemożność wywozu wytworzonego tam skroplonego surowca.
(...)
Biorąc pod uwagę znaczenie sektora LNG dla Kremla, kontynuowanie unijnego importu gazu skroplonego z Rosji stoi w sprzeczności z deklaracjami o zachodnim wsparciu dla Ukrainy. Wielkość wolumenu tej wymiany uległa w ub.r. jedynie niewielkiemu spadkowi względem roku 2022 – o ok. 5%, do poziomu 17,8 mld m3 (obniżenie wartości wymiany wynika z niższych cen gazu w 2023 r.). Stanowi to dowód na to, że do tej pory w UE nie zaistniała wola całkowitego odejścia od rosyjskiego LNG ani nawet znacznej redukcji sprowadzanych wolumenów – stąd brak embarga na to paliwo.
Dla części państw UE (Belgii, Hiszpanii, Francji) gaz skroplony z Rosji stanowi średnio ponad 10% całości importu gazu (częściowo wolumen trafia do odbiorców z innych krajów za pośrednictwem lądowej sieci przesyłowej). Opór wobec implementacji zakazu wykazują przede wszystkim firmy z tych państw unijnych, które podpisały długoterminowe kontrakty na dostawy jeszcze przed 2022 r. (m.in. francuski TotalEnergies i hiszpański Naturgy)[18], obawiające się m.in. reperkusji związanych z zerwaniem umów. Co więcej, znajdujące się w UE terminale służą również jako punkt przeładunkowy[19] – w trzech pierwszych kwartałach 2023 r. ok. 20% całości rosyjskiego importu LNG do UE przyjęto w Belgii i Francji, skąd następnie reeksportowano surowiec na rynki pozaunijne.
Biorąc pod uwagę znaczenie sektora LNG dla Kremla, kontynuowanie unijnego importu gazu skroplonego z Rosji stoi w sprzeczności z deklaracjami o zachodnim wsparciu dla Ukrainy. Wielkość wolumenu tej wymiany uległa w ub.r. jedynie niewielkiemu spadkowi względem roku 2022 – o ok. 5%, do poziomu 17,8 mld m3 (obniżenie wartości wymiany wynika z niższych cen gazu w 2023 r.). Stanowi to dowód na to, że do tej pory w UE nie zaistniała wola całkowitego odejścia od rosyjskiego LNG ani nawet znacznej redukcji sprowadzanych wolumenów – stąd brak embarga na to paliwo.
Dla części państw UE (Belgii, Hiszpanii, Francji) gaz skroplony z Rosji stanowi średnio ponad 10% całości importu gazu (częściowo wolumen trafia do odbiorców z innych krajów za pośrednictwem lądowej sieci przesyłowej). Opór wobec implementacji zakazu wykazują przede wszystkim firmy z tych państw unijnych, które podpisały długoterminowe kontrakty na dostawy jeszcze przed 2022 r. (m.in. francuski TotalEnergies i hiszpański Naturgy)[18], obawiające się m.in. reperkusji związanych z zerwaniem umów. Co więcej, znajdujące się w UE terminale służą również jako punkt przeładunkowy[19] – w trzech pierwszych kwartałach 2023 r. ok. 20% całości rosyjskiego importu LNG do UE przyjęto w Belgii i Francji, skąd następnie reeksportowano surowiec na rynki pozaunijne.
osw.waw.pl
