Газовая стратегия: как Россия развивает свои экспортные маршруты
Виталий Ермаков, заведующий Центром изучения энергетической политики НИУ ВШЭ
Вопреки прогнозам скептиков, потребности в газе и в Европе, и в Азии растут. В 2020–2023 годах будет налицо рынок продавца, и Россия выиграет как за счет роста цен, так и за счет увеличения своей доли на рынках.
Планы «Газпрома» по строительству нового поколения экспортных газопроводов оказались в центре горячих дискуссий. Успешна ли российская газовая экспортная стратегия или она не отвечает вызовам, стоящим перед отраслью?
Советское наследство
Логика российской стратегии и те проблемы, которые возникли в последние годы в газовом экспорте России в ЕС, неразрывно связаны с историей возникновения и эволюцией масштабной газовой торговли СССР и Европы, 50-летие которой отмечается в этом году. Россия унаследовала систему газовых контрактов между советским Министерством газовой промышленности и европейскими компаниями. Точки сдачи газа европейцам примерно соответствовали западным границам стран Восточной Европы, входивших в социалистический блок. «Газпром» стал правопреемником по этим экспортным контрактам и дополнил их новыми. В 2007 году существовавший де-факто единый газовый экспортный канал был законодательно оформлен в виде экспортной монополии «Газпрома» как собственника единой газотранспортной системы (ГТС).
После распада Советского Союза в газовой торговле России с Европой возникли вызовы, ответы на которые определяли российскую газовую экспортную стратегию на протяжении последних 30 лет. Первым и наиболее серьезным стала беспрецедентная зависимость экспорта от транзита через Украину. В начале 1990-х годов более 90% российского газа в Европу поставлялось по украинской территории. Вторым вызовом стали формирование единого европейского экономического пространства и либерализация газового рынка ЕС, что изменило традиционные отношения между Россией и компаниями — импортерами российского газа. Известный Третий энергопакет законодательства ЕС создал базу для разрушения вертикально интегрированных цепочек поставок газа в Европу. Модификация традиционных долгосрочных контрактов в ситуации «рынка покупателя» сместила баланс интересов в пользу европейских потребителей. Третьим вызовом стала активизация альтернативных поставщиков-конкурентов на фоне заявленной Евросоюзом цели снизить зависимость от России.
Каждый из этих вызовов требовал адекватного ответа. Основными принципами российской газовой стратегии стали укрепление позиций на ключевых рынках и минимизация рисков, прежде всего транзитных, открытие новых рыночных ниш и развитие своего экспортного потенциала, а также блокирование стратегий конкурентов за счет игры на опережение. Наиболее ярким примером этой стратегии стало строительство подводных экспортных газопроводов большого диаметра, которые напрямую выводили российский газ на целевые рынки.
Транзитная проблема
Географическое расположение украинского транзитного коридора делало его наиболее оптимальным и низкозатратным маршрутом для доставки газа с гигантских месторождений Надым-Пур-Таза (НПТ) в Центральную Европу, именно поэтому СССР выбрал его для строительства крупнейшей в мире интегрированной системы экспортных газопроводов большого диаметра в 1980-е годы.
Однако новая производственная база, которая будет обеспечивать прирост российской добычи газа в будущем, находится на Ямале. Добыча в НПТ вступила в фазу естественного падения. Газопроводы, проходящие по территории России в направлении Украины, и украинская ГТС уже выработали свой ресурс и требуют практически полной замены линейной части и модернизации компрессорных станций. В то же время основные потребители российского газа сейчас — в Северо-Западной Европе. Именно для оптимизации расстояния транспортировки между будущими центрами производства и потребления были построены новые газопроводы Бованенково — Ухта и Ухта — Торжок с ответвлением на Грязовец и соединением с «Северным потоком-1». Этот логистический коридор на 40–50 лет вперед обеспечит наиболее короткий и экономичный способ доставки российского газа напрямую на рынок Германии.
В 2017 году Россия поставила в Европу через Украину 93 млрд куб. м газа, или 44% от общих объемов. На фоне общего роста экспорта российского газа в этот регион доля украинского транзита также выросла после падения в 2015–2016 годах. Однако после завершения строительства «Северного потока-2» и двух ниток «Турецкого потока» объем транзита через Украину резко сократится. Это усиливает позицию России в предстоящих переговорах по транзиту после завершения действия текущего договора в 2020 году и не дает Украине возможность резко повысить транзитный тариф. Положение Украины осложняется тем, что снижение транзита ниже уровня 30 млрд куб. м в год сделает использование системы нерентабельным.
Рынки и маршруты
Помимо снижения транзитных рисков новые трубопроводы также одновременно решают задачу завоевания новых рыночных ниш: в случае «Голубого потока» «Газпром» вышел в Центральную Турцию (Анкара и прилегающие регионы), в случае с «Северным потоком» российский газ не только напрямую пришел в Германию, крупнейший рынок в Западной Европе, но и получил доступ на рынок Великобритании. Отмененный «Южный поток», подводный газопровод в Черном море общей мощностью до 63 млрд куб. м в год, должен был не только окончательно решить проблему украинского транзита, но и открыть новые ниши для российского газа в Юго-Восточной Европе. Ему на смену пришел «Турецкий поток» как попытка реализовать те же цели (хотя и в усеченной форме) на фоне блокировки «Южного потока» европейскими регуляторами.
Наконец, «Голубой поток», «Южный поток» и в настоящее время «Турецкий поток» были направлены на опережение поставок газа в Европу конкурентами «Газпрома» по четвертому, так называемому «Южному газовому коридору»: из Средней Азии и Закавказья, а также с Ближнего Востока через Турцию. Здесь «Газпрому» способствовал лишь частичный успех: азербайджанский газ в объеме 10 млрд куб. м в год со второй очереди проекта «Шах-Дениз» будет поступать в Европу по трансанатолийскому газопроводу (TANAP), официально открытому в мае 2018 года. Но «Газпрому» пока удавалось успешно противостоять попыткам исключить Россию из планов поставки газа в Европу по так называемому четвертому коридору из Туркменистана и с Ближнего Востока.
Одновременно с защитой и развитием своих позиций на европейском газовом рынке Россия начала географическую диверсификацию экспорта (контракт с Китаем в объеме 38 млрд куб. м в год, по которому начало поставок по газопроводу «Сила Сибири» намечено на 2019 год) и способов поставки (проекты СПГ, в первую очередь «Ямал СПГ»).
Вопрос цены
Можно констатировать, что с точки зрения стратегических целей российская газовая отрасль успешно справляется с основными вызовами. Но насколько экономически эффективны инвестиции в создание этих новых мощностей? Критики фокусируются именно на высоких, по их мнению, затратах в российской газовой отрасли. Наши расчеты не подтверждают мнений об убыточности новых российских газотранспортных проектов. Они действительно недешевы, но себестоимость поставок российского газа в Европу, даже для самого дорогого газа новых ямальских месторождений, поставляемого по новым маршрутам транспортировки, все равно ниже, чем у альтернативных источников поставок. Поставки с Чаяндинского месторождения в Китай по «Силе Сибири» также обеспечивают приемлемую рентабельность.
Важно отметить, что инвестиции в создание новых добычных мощностей на Ямале и «Северный поток-1» были профинансированы за счет рекордно высокой экспортной выручки «Газпрома» на экспортных рынках в 2007–2013 годах. Основные инвестиции в строительство «Силы Сибири», «Турецкого потока» и «Северного потока-2» приходятся на 2015–2018 годы. Из-за девальвации рубля затраты на это строительство в долларовом выражении сократились почти вдвое: в итоге «Газпром» потратит $27,4 млрд, в то время как в 2011–2014 годах инвестиции в новые газопроводы составили $48,8 млрд. Для проектов, которые будут генерировать валютную выручку в будущем, именно радикальное сокращение долларовых затрат имеет решающее значение с точки зрения их рентабельности. Способность российской газовой отрасли осуществить контрциклические инвестиции в годы низких цен на газ на целевых рынках позволяет надеяться на успех в будущем. Потребности в импортном газе и в Европе, и в Азии растут, а цены повышаются, и в 2020–2023 годах нас ждет «рынок продавца». Россия получит дополнительную выручку как от роста цен, так и от увеличения своей доли на экспортных рынках.
Вызовы для российской газовой отрасли сконцентрированы на стороне спроса (главным образом внешнего) и потому являются неконтролируемыми или слабо контролируемыми. Для обеспечения долгосрочной конкурентоспособности необходимо контролировать рост себестоимости добычи и транспортировки газа. Это может быть достигнуто развитием рыночных инструментов в конкурентных сферах газового бизнеса и повышением качества регулирования в естественно-монопольных сферах. Главной целью для российской газовой отрасли должно быть повышение рентабельности добычи и реализации газа для страны в целом, что даст возможность говорить о справедливом долгосрочном балансе интересов государства, производителей и потребителей газа в распределении природной ренты.
В условиях существующего профицита добычных мощностей и формирования профицита транспортных мощностей у России нет жесткой необходимости форсировать процесс реструктуризации отрасли до завершения реализации крупнейших инвестиционных проектов, которые уже профинансированы и должны сформировать новую конфигурацию связей между добычными центрами и рынками: «Северный поток-2», «Турецкий поток», четыре очереди проекта «Ямал СПГ», «Сила Сибири». Завершение этого этапа откроет возможности для будущей полномасштабной реструктуризации и либерализации российского газового рынка. А пока оптимальными шагами в рамках госрегулирования отрасли будут: повышение информационной прозрачности, снижение искажений в регулируемых тарифах, развитие биржевых форм торговли газом, нормирование регулируемых затрат при формировании транспортных тарифов, а также активизация антимонопольной политики.
РБК. 06.06.2018
