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Jul 14, 2023

Kann China die Verluste Russlands auf dem europäischen Gasmarkt ausgleichen?

Vor seinem Einmarsch in die Ukraine verkaufte Russland über 150 Milliarden Kubikmeter Gas

Vor seiner Invasion in der Ukraine verkaufte Russland pro Jahr über 150 Milliarden Kubikmeter Gas an den Westen und verdiente dabei durchschnittlich 20 bis 30 Milliarden US-Dollar an Ressourcenrenten zusätzlich zur normalen Rendite der Gasproduktion. Gazprom war nicht nur eine wichtige Einnahmequelle für den Haushalt; Es verschaffte dem Kreml auch einen Einfluss auf die EU. Seit Beginn des Krieges sind die Exporte nach Europa jedoch praktisch auf Null zurückgegangen, und Russland muss einen Ort für die Monetarisierung der riesigen produktionsreifen Gasreserven in seiner Jamal-Nenzen-Region finden.

Die einzige Alternative zum europäischen Markt ist China. Seit zwei Jahrzehnten laufen Verhandlungen mit Peking über den Bau einer Gaspipeline von der Jamal-Halbinsel zum chinesischen Markt, aber jetzt, da Russland sich im Krieg befindet, könnten sich diese Gespräche durchaus beschleunigen und sogar in der Unterzeichnung eines Abkommens gipfeln.

Es war Russland, das den ersten Schritt im Gaskrieg unternahm: Nachdem es Truppen in die Ukraine geschickt hatte, begann es unter einer Reihe kaum verhüllter technischer und kommerzieller Vorwände, die Gaslieferungen nach Europa drastisch zu reduzieren, um die EU-Länder zum Rückzug ihrer Unterstützung zu zwingen Kiew. Doch die EU bereitete sich bereits darauf vor, ihre Abhängigkeit von Gas zu reduzieren: Im Sommer 2021 stellte Brüssel den Plan „Fit for 55“ vor, der eine deutliche Reduzierung der Treibhausgasemissionen bis 2030 und damit eine Verringerung des Einsatzes fossiler Brennstoffe vorsieht Brennstoffe, darunter russisches Gas.

Schon vor dem Einmarsch russischer Truppen in die Ukraine war daher klar, dass neue Märkte für Jamal-Gas gefunden werden mussten, und China war der offensichtliche Kandidat. Ein Memorandum über den Bau einer Pipeline von Jamal nach China wurde bereits 2006 während Putins China-Besuch unterzeichnet. Bei der Vereinbarung der Parameter des Projekts wurden jedoch kaum Fortschritte erzielt, bis es 2022 von einer Chance zur Geschäftsausweitung zu einer Notwendigkeit wurde.

Auch wenn Power of Siberia 2 erfolgreich umgesetzt wird, wird es den Verlust des europäischen Marktes nicht vollständig kompensieren können. Im Jahr 2019 verkaufte Russland 165 Milliarden Kubikmeter (Milliarden Kubikmeter) Pipelinegas nach Europa und in die Türkei. Die potenzielle Kapazität von Power of Siberia 2 ist mit nur 50 Milliarden Kubikmeter weitaus geringer.

Auch hinsichtlich der Rentabilität wird das Projekt weit hinter dem bisherigen Gashandel mit Europa zurückbleiben. Die Rentabilität der Gaslieferungen nach Europa hing vom Land ab, aber im Zeitraum 2015–2019 zahlte Deutschland – der Schlüsselmarkt – durchschnittlich 220 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter für seine Gasimporte. Die Gaspreise korrelieren im Allgemeinen mit den Ölpreisen, in der Vergangenheit durch explizite Formeln und in jüngerer Zeit durch Marktmechanismen. Daher ist es erwähnenswert, dass der Durchschnittspreis für Brent im selben Zeitraum 57 US-Dollar pro Barrel betrug.

Für die Gaslieferung von Jamal nach Deutschland gab es drei Routen. Eine davon – über Weißrussland und Polen – war nicht repräsentativ: Die Zölle auf dieser Strecke waren aus mehreren Gründen künstlich niedrig. Die zweite Route führte nach Wyborg nahe der finnischen Grenze und dann unter der Ostsee über die Nord Stream-Pipeline. Der dritte Weg führte über die Ukraine, die Slowakei und die Tschechische Republik.

Die Kosten für die Gasversorgung über Nord Stream betrugen 65 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter, verglichen mit 85 US-Dollar über die Ukraine. Da Deutschland 220 US-Dollar zahlte, betrug der Netback (dh Gaseinnahmen minus Transportkosten) 155 US-Dollar bzw. 135 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter Gas vor Abzug der Mineralgewinnungssteuer (MET) und des Exportzolls.

Die gleichen Berechnungen für China basieren auf dem Preis von Brent-Öl von 60 US-Dollar pro Barrel und der Preisformel, die im Vertrag mit China für die ursprüngliche Power of Siberia-Pipeline verwendet wird, die Gas aus Ostsibirien nach China liefert. Daraus ergibt sich ein geschätzter Durchschnittserlös von 170 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter.

Was die Lieferkosten nach China betrifft, so beträgt die geplante Länge von Power of Siberia 2 2.600 Kilometer durch Russland und weitere 950 Kilometer durch die Mongolei. Für die Zwecke dieser Berechnungen gehen wir davon aus, dass beide Abschnitte von Gazprom und seinen Auftragnehmern gebaut werden, mit einer ähnlichen Tarifstruktur (in Wirklichkeit könnte sie im russischen Teil der Pipeline niedriger sein, aber das macht kaum einen Unterschied). gegebene Berechnungen). Nord Stream als Projekt mit ausländischen Anteilseignern und Balkan Stream – eine Erweiterung von TurkStream, die in Bulgarien von BulgarTransGaz gebaut und betrieben wurde – dienen als vernünftige Benchmarks für die Festlegung des Tarifs.

Die geschätzten Kosten von Power of Siberia 2 lassen sich berechnen, indem man die Kosten der ursprünglichen Pipeline auf die längere Länge und höhere Kapazität der Nachfolgepipeline skaliert. Das Verhältnis zwischen dem Einheitstarif und den Einheitskosten auf den beiden europäischen Pipelines wird dann verwendet, um die Transportkosten für Power of Siberia abzuschätzen. In der Praxis können diese Kosten aufgrund der geringeren Kosten für Brenngas, das zum Antrieb der Pumpstationen verwendet wird, etwas niedriger ausfallen. Aber auch hier ist dieser Faktor für diese Berechnungen unwichtig. Als zusätzliche Überprüfung bestätigen Bottom-up-Berechnungen unter Verwendung eines Cashflow-Modells der Pipeline, dass diese Tarife eine Kapitalrendite von etwa 12 % bieten, was im oberen Bereich der für ein Midstream-Projekt (Transport) erforderlichen Renditen liegt.

Der durchschnittliche Erlös für Gas, das über die Power of Siberia 2-Pipeline an die Grenze zu China geliefert wird, würde also 170 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter betragen. Wenn man die geschätzte Länge der neuen Pipeline kennt und den Tarif berechnet, können die Transportkosten auf 97 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter geschätzt werden, was bedeutet, dass der Nettogewinn 73 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter betragen würde.

Das ist natürlich viel weniger als der Nettoerlös von 135 bis 155 US-Dollar aus den Verkäufen nach Deutschland, aber 73 US-Dollar sind auch nicht schlecht und könnten auf 100 US-Dollar steigen, wenn es Gazprom gelingt, die Investitionsausgaben für den Bau einer neuen Onshore-Pipeline nicht höher als die von zu halten Nord Stream über den Meeresboden zu bauen, was durchaus machbar klingt.

Die Miete für natürliche Ressourcen wird als der verbleibende Überschuss berechnet, nachdem die Gesamtausgaben für Produktion und Transport sowie eine angemessene Rendite (d. h. eine, die wettbewerbsfähigen Industrien mit ähnlichen wirtschaftlichen Risiken entspricht) berücksichtigt wurden. Der Expertenkonsens über die Gesamtkosten von Gas Die Produktion in den Jamal-Lagerstätten liegt zwischen 15 und 25 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter, ohne MET und Zölle. Der regulierte Verkaufspreis für Industriekunden in Gas produzierenden Regionen beträgt etwa 40 US-Dollar, einschließlich aller Steuern.

Die Kombination dieser Berechnungen mit den Parametern von Power of Siberia 2 zeigt, dass die Gaspipeline Einnahmen von 2,5 bis 4,3 Milliarden US-Dollar pro Jahr einbringen könnte. Das ist weit entfernt von den 20 Milliarden US-Dollar an jährlichen Mieteinbußen durch den Gashandel mit Europa, aber immer noch ein beträchtlicher Betrag.

Wenn auf diese Verkäufe MWB und Ausfuhrzölle zum Standardsatz (15 % bzw. 30 %) erhoben werden, würde der Staat 76,50 US-Dollar pro 1.000 exportierte Kubikmeter erhalten, was Gazprom nach den Transportkosten möglicherweise in die Verlustzone bringen würde, aber die Regierung Im Allgemeinen gewährt das Unternehmen Steuererleichterungen für solche Projekte, einschließlich Power of Siberia 1. Selbst eine relativ bescheidene Steuervergünstigung würde das Projekt einigermaßen profitabel machen.

Es schneidet auch im Vergleich zu LNG-Projekten gut ab, da die Kosten für die Verflüssigung bei Yamal LNG nahe am Medianwert für solche Projekte liegen und teurer sind als beispielsweise Projekte in den USA und Katar. Dies bedeutet, dass die Kosten der Pipeline auch ohne Berücksichtigung der Kosten für den LNG-Transport nahe an der LNG-Option liegen.

Der Bau von Power of Siberia 2 kostet möglicherweise weniger als sein ursprünglicher Namensvetter. Zunächst könnten die ersten 1.500 Kilometer von Power of Siberia 2 entlang der bestehenden Pipeline-Strecke nach Tomsk und Kusbass und dann entlang der Transsibirischen Eisenbahn bis zur mongolischen Grenze und anschließend auf der Eisenbahn nach Peking verlaufen.

Zweitens wird die Pipeline von russischen Unternehmen in russischen Fabriken unter Verwendung von Stahl gebaut, der in russischen Mühlen aus russischen Eisenerz- und Kohlevorkommen hergestellt wird. Alle diese Branchen haben im Jahr 2022 ihre Exportmärkte verloren. Da es viel zu wenige kommerziell tragfähige Alternativen gibt, um das bisherige Niveau zu halten, sollten die Kosten für solche Dienstleistungen und Materialien nicht zu Marktpreisen bewertet werden (da es faktisch keinen Markt gibt), sondern zu kurzfristige Grenzkosten.

Russland verfügt über reichlich Kapazitäten für den Bau von Pipelines und die Herstellung entsprechender Materialien. Gemessen am Bau von Power of Siberia 1 könnte das zweite Projekt durchaus in fünf bis sechs Jahren umgesetzt werden (und möglicherweise sogar noch schneller, wenn an mehreren Abschnitten gleichzeitig gearbeitet wird).

Power of Siberia 2 wird nahezu unmittelbar nach Abschluss der Bauarbeiten mit voller Kapazität arbeiten können, da die gesamte bisher auf Europa ausgerichtete und nun stillstehende Produktionskapazität die geschätzte Kapazität der Pipeline bereits deutlich übersteigt. Alles hängt allein von der Verfügbarkeit von Pumpstationen ab. Die russischen Kapazitäten zur Herstellung von Gasturbinen (die als Energiequellen für Pumpstationen dienen) sind begrenzt und werden möglicherweise von der Luftfahrtindustrie benötigt, die aufgrund von Sanktionen den Prozess der Importsubstitution von Flugzeugtriebwerken drastisch beschleunigen muss.

Es bestehen jedoch zwei große Risiken. Gazprom hat keine vernünftigen Alternativen zu der ölgebundenen Formel, der es sich im relativ erfolgreichen Jahr 2014 für die erste Power of Siberia zugestimmt hat. Diese Formel garantiert Gazprom ein gewisses Maß an Gewinn, aber nicht mehr. Realistisch gesehen besteht kaum eine Chance, Peking davon zu überzeugen, dass der Preis dieses Mal höher ausfallen sollte.

Dadurch wird Gazprom auch in gefährlicher Weise von einem Käufer abhängig, der nicht nur die Vertragsbedingungen diktieren, sondern in Zukunft auch Änderungen dieser Bedingungen verlangen kann.

Dies ist ein Markt mit vielen Anbietern, und China verfügt über zahlreiche Alternativen, auch wenn man das relativ teure LNG nicht berücksichtigt. Es kauft auch Gas aus Turkmenistan, und es gibt genügend Spielraum, diese Käufe deutlich zu steigern. Der einzige Faktor, der die chinesische Führung davon abhalten könnte, ist der Wunsch, ihre Versorgungsquellen zu diversifizieren.

Auf jeden Fall kann es sich China leisten, einfach bis 2025–2026 zu warten, wenn erhebliche neue LNG-Mengen aus den USA und Katar auf den Markt kommen sollen. Abgesehen von einer Senkung der Gaspreise könnte dies dazu führen, dass Turkmenistan und Russland noch entgegenkommender werden als bisher.

Das andere große Risiko besteht in einer künftigen Instabilität der Gasnachfrage. Der größte Kostenfaktor des Projekts sind die Baukosten, die in zwei aufeinanderfolgenden Jahrzehnten bei Vollauslastung amortisiert werden müssen. Chinas Energieentwicklungsprognosen gehen davon aus, dass die Nachfrage nach Gas bis mindestens 2040 steigt und dann für mindestens ein weiteres Jahrzehnt stabil bleibt. Viele prognostizieren auch eine beschleunigte Entwicklung alternativer Energien, doch das Wachstum in diesem Sektor wird voraussichtlich zu Lasten der Kohle gehen.

Diese Prognosen werden jedoch möglicherweise nicht wahr. Wenn die wirtschaftliche Entwicklung Chinas die Erwartungen übertrifft, wird dies den Übergang zu erneuerbaren Energiequellen (RES) beschleunigen und den Gasverbrauch verringern. Sollte die Entwicklung schlechter ausfallen als erwartet, wird die billigere Kohle weiterhin einen erheblichen Anteil an der Energiebilanz ausmachen.

Andererseits könnte die Lieferung von Gas über den Landweg aus Russland – das zunehmend von Peking abhängig ist – ein zusätzliches Element der Energiesicherheit Chinas darstellen. Dies wird im Falle eines Handelskrieges mit dem Westen oder einer Situation, in der die Schifffahrtsrouten für die Lieferung von LNG aus irgendeinem Grund gefährdet sind, von Nutzen sein.

Der grundlegende Unterschied zwischen heute und den 1960er bis 1980er Jahren, als die Sowjetunion die riesigen Gasreserven von Jamal erfolgreich monetarisierte, indem sie eine Pipeline in die Tschechoslowakei, dann nach Österreich und dann nach Westdeutschland baute und die Baukosten um ein Vielfaches amortisierte, besteht darin, dass damals die Die Aussichten für die Entwicklung des europäischen Gasmarktes schienen unbegrenzt. Es gab keine Anzeichen dafür, dass die Nachfrage nach Gas jemals zurückgehen würde, und tatsächlich übertraf der russisch-europäische Gashandel alle Berechnungen aus der Sowjetzeit.

Nun dürfte der Gashandel zwischen Russland und China aufgrund der globalen Energiewende jedoch voraussichtlich bis etwa 2060 oder sogar früher enden. Die Hoffnung, diese Zusammenarbeit weiter auszubauen (durch Erhöhung der Liefermengen, Vertragsverlängerungen usw.), kommt einer riskanten Wette gleich, dass der Übergang zu erneuerbaren Energien nicht wie geplant stattfinden wird. Aller Wahrscheinlichkeit nach wird Power of Siberia 2 innerhalb weniger Jahrzehnte veraltet sein.

Dieser Artikel wurde ursprünglich von The Carnegie Endowment for International Peace veröffentlicht.