Український газовий хаб: реалії та перспективи
Повномасштабне вторгнення росії в Україну призвело до масштабних змін в енергетичному балансі європейського континенту. З’являються нові маршрути, формуються нові ринки та газові хаби. Європа переживає газовий інфраструктурний бум, який остаточно змінить конфігурацію систем та ринків. Одну з ключових ролей будуть відігравати газові хаби. Міністр енергетики України Герман Галущенко неодноразово відзначав, що Україна, маючи власний видобуток та будучи на перехресті нових маршрутів постачання, має цілком реальну перспективу стати газовим хабом Європи.
Отже, яким є майбутнє газового хабу, що грунтується на базі ефективної інфраструктури?
Європейські газові хаби
Енергетична система Європи сьогодні – це не лише ГТС, ПСГ, термінали СПГ, регазифікаційні потужності та інтерконектори. Це також і ліквідний та взаємопов’язаний ринок, у цьому контексті – газовий. По факту, це ліквідні регіональні оптові ринки по всій території Європи, які об’єктивно відображають рівновагу між попитом та пропозицією.
Дослідники The Oxford Institute for Energy Studies в останньому звіті за 2022 рік поділяють європейський континентальний ринок на 8 регіональних та виокремлюють 8 - 10 газових хабів, які були активними станом на кінець 2022 року.
Малюнок 1. Європейські газові регіони, ринки та хаби: 2022 рік.
Цікаво, що в попередньому звіті до «зрілого» вони відносили віртуальний хаб National Balancing Point (NBP, Сполучене Королівство), а зараз він має статус «активного». Він є важливим для британського та ірландського газових ринків, для яких і формує ціну.
Сьогодні лише TTF (Нідерланди) є «зрілим» європейським хабом. Історично він був «прив’язаний» до високодебітного видобутку з родовища Гронінген. Зараз TTF – це віртуальна точка торгівлі (VTP), центр ф’ючерсної та спотової торгівлі газом та LNG, хаб вищої ліквідності, де формуються ціни на ресурс. Також TTF впливає на коливання попиту суміжних хабів.
ZTP (Zeebrugge Trading Point), Бельгія – хаб, розташований в порту Зебрюгге, де потужний LNG-термінал.
TRF (Trading Region France), Point Exchange Gaz (PEG) Франція – високоліквідні VTP, що не мають фізичної прив’язки до маршрутів поставок та орієнтуються на внутрішній ринок.
PVB (Punto Virtuale di Scambio), Італія - віртуальна точка торгівлі, яка пов’язує суміжні торгові зони. Її відносять до операційних хабів, які створюються з метою підвищення ліквідності. Аналогічна точка в Іспанії - PVB (Punto Virtual de Balance), яка орієнтується на операції з LNG.
Окремо про німецький хаб THE (Trading Hub Europe). Він почав працювати у 2021 році та консолідував дві ринкові зони, якими керували Gaspool Balancing Services та NetConnect Germany. Зараз це хаб високої ліквідності, що характеризується великими обсягами торгівлі та високою кількістю трубопровідних зв’язків. Тут також формується ціна на газ для центральноєвропейських країн. Хаб пов’язаний з німецькими ПСГ, завдяки чому може проводити коригування та балансування.
Як видно з малюнка, потенціальний газовий хаб в Україні має статус запланованого на національному рівні, але нас дослідники відносять до ринку СНД через транзит газу з рф. Втім, збільшення внутрішнього видобутку та нові маршрути постачань альтернативного за походженням ресурсу створюють підстави для формування нової бізнес-моделі ринку та прив’язку саме до східно-європейської основи балансу.
Україна: перехрестя газотранспортних маршрутів
Насправді Україна вже має ознаки газового хабу. Наші ПСГ - невід'ємна частина європейських потужностей зі зберігання. Із загального обсягу потужностей зі зберігання у 31 млрд м³ для забезпечення внутрішніх потреб нам необхідно в середньому – 15 млрд м³.
Решту - 15 млрд м³ ми можемо пропонувати нашим партнерам. У 2023 році нерезиденти закачали у сховища близько 3 млрд м³ газу. Європейські трейдери зацікавлені в нашій інфраструктурі, адже у нас чимало переваг:
Сертифіковані газосховища. Процес сертифікації ПСГ України був оперативно розпочатий та реалізований за ініціативи Міненерго. Ми проробили системну роботу, аби наші ПСГ та ГТС були конкурентними. У квітні НКРЕКП ухвалила остаточне рішення про сертифікацію АТ «Укртрансгаз» як оператора газосховищ.
Географічний центр газових ринків Східної Європи. Більша частина наших потужностей зі зберігання (25,3 млрд м³) зосереджена в п'яти сховищах, розташованих у західній частині країни і надійно захищені. Вони у 1,5 раза перевищують сукупні обсяги зберігання усіх сховищ країн-сусідів – Угорщини, Румунії, Польщі, Словаччини.
Конкурентна ціна. Наші тарифи на зберігання менші, ніж у країнах ЄС. До того ж «Укртрансгаз» розглядає можливість не переглядати їх протягом 2024 року, що є додатковим стимулом для наших контрагентів.
Митний склад та Short-haul. Ці послуги надзвичайно цікаві європейським трейдерам. Режим «Митного складу» дозволяє зберігати газ без сплати податків та митних зборів протягом 1095 днів, а послуга ОГТСУ «Short-haul» дає можливість компаніям отримувати знижку на транспортування між визначеними міждержавними точками входу/виходу.
Після того як європейські компанії почали зберігати свій газ в наших ПСГ, міжнародне цінове агентство Argus 15 грудня 2023 року на запит учасників ринку запустило нову оцінку цін на природний газ, що міститься в українських сховищах. Це додало прозорості ринку та впевненості нашим партнерам. З жовтня 2018 року Argus також публікує Ukraine VTP month ahead, а з грудня 2023 року - Ukraine VTP current month котирування.
Український газовий хаб: перспективи появи
Розвиток додаткових реверсних потоків з сусідніми країнами-членами ЄС визначає Україну як природного кандидата на розміщення східноєвропейського газового хабу. І не лише це. Практика показала, що газові хаби зазвичай з’являються за наявності кількох умов:
Прозорий, ліквідний, конкурентний газовий ринок. Важливою передумовою є збільшення ліквідності газового хабу шляхом зростання об'ємів торгів та кількості біржових продуктів, запровадження ф’ючерсних контрактів. З 18,5 млрд куб м видобутого природного газу в Україні, 3,5 млрд м³ видобувається приватними компаніями, проте за результатами біржових торгів на всіх сегментах реалізовано 1,2 м³. Також більшість ресурсу нерезидентів історично зберігається для подальшого перепродажу на зовнішні ринки. У межах об’єднання регіональних ринків важливим є запровадження спільних продуктів між біржовими майданчиками. Збільшення кількості операцій пов’язане зі збільшенням кількості контрагентів, що можливо за умови гнучкості надання послуг операторів системи зберігання, транспортування, розподілу.
Усе це можливо, якщо наші ГТС та ПСГ будуть ефективними та економічно конкурентними.
Розвинута мережа ГТС функціонує на умовах конкурентного замовлення потужності за Європейським принципом. Наявність ПСГ забезпечують безпеку постачань та можливість «хеджувати» ризики трейдерам в умовах високоволатильних цін. Важливий крок, який розробляється, - це створення нових продуктів для замовників послуг зберігання та транзиту. Це як створення спільних продуктів та номінацій між національними операторами, так і спільних з операторами суміжних країн для зв’язування (спрощення) транспортування ресурсу між хабами – місцями зберігання та реалізації.
Економічна ефективність – ключова умова
Наша газова інфраструктура значна за розмірами, але для ефективного управління нею потрібно знайти правильну бізнес-модель, яка буде релевантна десятиліття наперед. Важливо, щоб вона могла легко інтегруватися до нових маршрутів постачань та була спроможна оперативно оптимізувати видатки на незадіяних лінійних частинах. У цьому контексті згадаю про законопроєкт № 6133 «Про внесення змін до ЗУ «Про нафту і газ» щодо визначення критичних сховищ газу та критичних магістральних трубопроводів транспортування газу». Документ – спільна розробка Міненерго, «Укртрансгазу», «Нафтогазу», ОГТСУ, Комітету ВРУ з питань ПЕК, народних депутатів. Його ухвалення дасть змогу перейти з радянської системи експлуатації чи виведення з неї ГТС та ПСГ на проміжний економічно ефективний режим та уникнути додаткового тарифного навантаження на споживачів.
Декарбонізація
Як країна з надзвичайно потужним аграрним сектором, ми маємо значний потенціал у виробництві біометану та збільшенні його частики в балансі. Тому майбутнє української газотранспортної системи маємо розглядати також з цього погляду (власне, так само і стосовно інших відновлюваних газів). Тут дуже важливо створити сприятливі умови для виробників, аби ті могли приєднатися до ГТС. Європа, яка продовжує рухатися в парадигмі декарбонізації, є величезним ринком для українського біометану, і наша нагальна потреба – виробити спільну позицію держави та бізнесу щодо можливостей його експорту на рівних з європейськими виробниками умовах. Потужний імпульс у межах цього процесу є нещодавнє прийняття Верховною Радою за основу законопроєкту «Про внесення змін до Митного кодексу України щодо митного оформлення біометану». Це важливий документ, що передбачає здійснення митного оформлення на підставі відомостей про обсяги біометану, який при переміщенні ГТС за своїми фізико-хімічними характеристиками може бути заміщений відповідним обсягом природного газу або «міксом» по кожному пункту приймання-передачі окремо.
Інвестиції у видобуток та газову інфраструктуру, її розширення, забезпечення реверсних потоків. У 2019 році Україну додали до Baker Hughes, а вже у 2021 році ми стали лідером серед країн Європи за кількістю бурових установок.
Маємо значний геологічний потенціал як традиційних, так і нетрадиційних покладів вуглеводнів. Збільшення видобутку повинно базуватись на основі передових технологічних рішень для його конкурентної собівартості з імпортованим ресурсом. Для цього паралельно необхідно активно прирощувати ресурсну базу та здійснювати дорозвідку.
Водночас розвідані запаси активно розробляються і характеризуються природнім виснаженням, низькодебітними свердловинами та важкодоступними продуктивними горизонтами. Видобуток з таких родовищ потребує збільшення затрат, залучення механізованого видобутку, більш вартісного обслуговування свердловинного фонду.
Нам є куди зростати. У 2022 році АТ «Укргазвидобування» видобуло 12,5 млрд м³, у 2023-му – 13,2 млрд м³. На 2024 рік НАК «Нафтогаз України» має план видобутку на рівні 14 млрд м³.
Ресурсна база
Геологічні поклади східного нафтогазового регіону передбачають як газові, так і газоконденсатні родовища, які потребують підготовки природного газу до кондиційних умов. Наразі більшість країн ЄС синхронізують вимоги до якості природного газу, встановлюючи граничну допустиму норму вмісту метану на 85 %, що викликано збільшенням відсотка регазифікованого ресурсу LNG. Вартий уваги і досвід країн ЄС щодо розділу ГТС та газорозподільних мереж на L-gas та H-gas.
У межах робочої групи Міненерго спільно з ОГТСУ та «Укртрансгаз» розглядаются питання технічного регулювання. Зокрема активно вивчається досвід європейських колег щодо надання додаткових послуг компримування, змішування, як і зберігання газу в ГТС.
Енергетична біржа. Ще одна складова ринку газу, яка успішно працює і в Україні. У 2023 році на всіх сегментах ринків УЕБ було реалізовано 1,33 млрд м³природного газу, з яких 1,01 млрд (76 %) реалізовано в ПСГ та 324,59 млн м³ (24 %) продано в ГТС. Відсоток продажу в ПСГ останніми роками збільшується - з 7 % у 2021 році до 32 % у 2022-му. Отже, ПСГ – основна точка передачі газу на організованому ринку, і в умовах невизначеності і потреб формування запасів саме торгівля в ПСГ може становити конкуренцію VTP. На прикладі країн Близького Сходу та США (там, де покладаються на внутрішнє виробництво) стає зрозумілим, що підтримка створення первісної ліквідності на організованому біржовому ринку природного газу України (наприклад, запровадження Gas Release Program) допомогла б і нашому ринку формувати власні цінові бенчмарки та розвиватися як регіональний хаб.
Quo vadis?
Для збільшення кількості трейдерів необхідно забезпечити гарантовану потужність на міждержавних точках з’єднання «Україна - Польща» та «Україна - Румунія».
Захід та Північ
Польський та Балтійський напрямки є найбільш релевантними для України з погляду сукупних потужностей та попиту на природний газ та LNG. Крім цього, ці країни мають розвинену газову та LNG-інфраструктуру:
• Baltic pipe, газогін, потужність транспортування 10 млрд м³ газу на рік з Норвегії в Данію і Польщу та 3 млрд м³ на рік з Польщі в Данію.
• LNG-термінал Свіноуйсьце, регазифікаційна потужність 6 млрд, потужність. регазифікації терміналу становить 6,2 млрд м³ на рік.
• FSRU Гданськ, регазифікаційна потужність 6,1 м³ на рік (поки що будівництво призупинено).
• FSRU Клайпеда (Литва), регазифікаційні потужності 4 млрд м³ на рік.
Отже, сукупні потужності імпорту в регіоні становлять близько 27 млрд м³ газу при споживанні у 2022 році 23,5 млрд м³ та внутрішньому видобутку 3,43 млрд м³.
Більшість ресурсу контрактується на довгострокових умовах, відтак наявність достатніх об'ємів ПСГ є важливою передумовою завантаження терміналів. Наші ГТС та ПСГ дадуть можливість забезпечити динамічні постачання на основі довгострокових контрактів.
Вітчизняний газ та імпортний «мікс» перетворять Україну на регіональний газовий хаб.
Південь
Румунія важлива, оскільки має в планах розробляти родовище Neptun Deep та щороку видобувати до 9,4 млрд м³ газу. І тут постане питання його транзиту та зберігання.
Припинення постачань російського трубопровідного газу до Європи надало потужний імпульс розвитку альтернативних маршрутів постачання ресурсу. Це і Трансбалканський газопровід, і розбудова LNG-інфраструктури в країнах ЄС, і створений нещодавно «Вертикальний коридор», до якого 19 січня приєдналася і Україна. Про сам «коридор» та нові можливості, які він створив для України в колонці на «Економічній правді», фахово та детально описав Генеральний директор ОГТСУ Дмитро Липпа. Зауважу лише, що участь України в коридорі дозволить ОГТСУ щороку постачати до 7 млрд м³ через Румунію в країни Центральної Європи.
На прикладі співпраці великих компаній, таких як TotalEnergies, яка через Gaslog Hong Kong збирається доставити перший вантаж на новий імпортний термінал Греції в Александруполісі, Україна може значно наростити поставки природного газу і до своїх кордонів, включаючи зазначені потужності.
Термінал Александруполіс, яким керує Gastrade, є другим об'єктом імпорту LNG для Греції після довготривалого терміналу Revithoussa, розташованого далі на південь поблизу Афін. Термінал може імпортувати газ для Греції, але також може постачати газ далі через трубопровідні з'єднання в Південно-Східну Європу. Новий LNG-термінал у Турецькій затоці Сарос, який нещодавно був запущений у цьому районі, також служить аналогічній меті.
Міненерго здійснює системну аналітику ринку газу в регіональному аспектів, ми відслідковуємо баланс споживання та попиту як ресурсу, так і його розподіл в регіональному аспекті. Спільно з ОГТСУ та АТ «Уктрансгаз», європейськими партнерами моделюємо сценарії для української ГТС та ПСГ залежно від майбутнього попиту на потужності.
Хабу – бути!
Країни ЄС висловлюють мають намір повністю відмовитись від використання природного газу рф, а також мають за ціль збільшити темпи «зеленого» переходу зі скороченням частки викопних видів палива в енергобалансі. Існуючий досі транзит є лише тимчасовим додатковим прибутком.
Збільшення контрактів на об'єми ресурсу з каспійського регіону та відсотка LNG вже у 2025 році як в балканському регіоні, так і в балтійському свідчить про формування нової бізнес-моделі, під яку необхідно розвивати відповідні напрямки використання ГТС.
Стратегічний напрям – це реалізація роками відкладених у довгий ящик проєктів інтерконекторів для отримання гарантованої потужності на міждержавних точках з’єднання, що збільшить об’єми замовлення потужності української ГТС та дасть доступ ресурсу альтернативного походження – LNG та каспійський газ.
Українська ГТС повинна бути гнучкою для можливості надання сервісу на економічно конкурентних умовах. Для цього необхідно надати системним операторам ПСГ та ГТС змогу експлуатувати систему в найбільш ефективний спосіб, з можливістю тимчасової оптимізації надлишкової потужності.
Україна має високий рівень імплементації європейського законодавства на ринку природного газу, що вже багато років дає змогу нерезидентам бути активними замовника потужностей ГТС та ПСГ, як і бути активними учасниками українського ринку газу.
