CC BY
41ИНСТИТУТЫ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ НА ГАЗОВОМ РЫНКЕ ВОСТОЧНОЙ АЗИИ: ЗНАЧЕНИЕ И ПОСЛЕДСТВИЯ ДЛЯ РОССИИ
УДК 622.691.4:339.9 (5-11)
Б.Г. Санеев, д.т.н., ИСЭМ СО РАН (Иркутск, РФ), saneev@isem.irk.ru С.П. Попов, к.т.н., ИСЭМ СО РАН, popovsp@isem.irk.ru Д.В. Максакова, ИСЭМ СО РАН, maksakova@isem.irk.ru
В статье приводится анализ текущего состояния и ресурсного потенциала газовой отрасли в странах Восточной Азии. Приведены результаты обзора прогнозов развития энергетики мира на перспективу до 2040-2050 гг., выполненных ведущими исследовательскими центрами. Сделан вывод о том, что Китай и регион Восточной Азии в целом являются одними из наиболее перспективных рынков для наращивания экспорта российского газа. При этом требуется даже на стадии предпроектных исследований учитывать фактор эволюции механизмов ценообразования на региональных рынках, включающих оба сегмента - сетевого и сжиженного природного газа. Выполнен анализ эволюции ценообразования на рынках газа в Китае и Японии. Выявлена тенденция по переходу этих крупнейших в Восточной Азии газоснабжающих систем на рыночные механизмы ценообразования, основанные на биржевой торговле газом. Последствием тенденции усиления роли рыночных институтов в ценообразовании на рынках Восточной Азии для России является возникновение риска чрезмерной зависимости внешнеторговых цен от институтов внутренних газовых рынков стран-импортеров. Во избежание такого развития ситуации предлагается при формировании вновь создаваемой газотранспортной инфраструктуры на востоке России, посредством которой будет осуществляться экспорт сетевого газа в страны Восточной Азии, предусмотреть создание газового хаба. Этот важный элемент газовой системы будет выступать в качестве физической основы для организации биржевой торговли газом. Развитие торговли в таком хабе должно привести к появлению ассоциированного бенчмарка, на который будут ориентироваться во внешней торговле российским газом со странами Восточной Азии и Азиатско-Тихоокеанского региона в целом.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ, ПРИРОДНЫЙ ГАЗ, ГАЗОВЫЙ ХАБ, ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ, ВОСТОЧНЫЕ РЕГИОНЫ РОССИИ.
В отделе комплексных и региональных проблем энергетики Института систем энергетики имени Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской академии наук с 2017 г. ведутся работы по проекту «Многофакторный анализ энергетических рынков стран Северо-Восточной Азии». В рамках данного проекта в 2017-2018 гг. выполнялся анализ процессов реформирования ценообразования на основных мировых рынках природного газа, в том числе в
странах Восточной Азии1. В статье «Ценообразование и финансовая результативность газовой отрасли» [1] отмечено, что механизмы ценообразования на европейском газовом рынке существенно влияют на финансовые результаты российской газовой промышленности. В данной статье рассматривается значимость фактора трансформации институтов ценообразования газовых рынков стран ВА и подчеркивается необходимость его учета на этапе проектирования
и строительства восточной секции Единой газоснабжающей системы России.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВОГО РЫНКА СТРАН ВОСТОЧНОЙ АЗИИ: СУЩЕСТВУЮЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РОСТА
Регион ВА представляет особый интерес для России как крупнейшего в мире экспортера природного газа. Регион является крупнейшим импортером сжиженного природ-
1 К региону Восточной Азии (ВА) относятся Китайская Народная Республика (включающая провинцию Тайвань, которая зачастую рассматривается как отдельный субъект), Япония, Республика Корея (РК), Корейская Народно-Демократическая Республика (КНДР), Монголия.
B.G. Saneev, Prof., ESI SB RAS (Irkutsk, Russian Federation), saneev@isem.irk.ru S.P. Popov, PhD, ESI SB RAS, popovsp@isem.irk.ru D.V. Maksakova, ESI SB RAS, maksakova@isem.irk.ru
Price formation mechanisms in the East Asian gas market: significance and consequences for Russia
The article analyzes the current state and the resource potential of the gas industry in East Asian countries. The overview of the energy outlooks up to 2040-2050, made by the leading research centers, is carried out. It is concluded that China and the entire East Asian region are the most favorable markets for the Russian gas export growth. It is noted that the evolution of pricing mechanisms on gas markets (including both pipeline and liquefied natural gas segments) should be taken into account at the stage of the pre-feasibility studies. Moreover, the evolution of gas pricing in Japan and China is described. These gas markets, which happen to be the biggest ones in East Asia, show the tendency of transition to market-oriented pricing based on exchange trading. The consequence of the market institutions' role enhancement in pricing on East Asian gas markets is the risk of the extreme dependency of the Russian gas export prices on East Asian domestic markets institutions. In order to prevent this, it is proposed to consider a creation of a gas hub when constructing gas pipeline system in the East of Russia, through which the export of Russian gas to East Asia will be conducted. This important part of gas transportation system will be a base for gas trading. The development of hub-based trading will lead to the appearance of the associated benchmark, which could be referred to when exporting Russian gas to East Asia and to the entire Asia Pacific Region.
KEYWORDS: EAST ASIA, NATURAL GAS, GAS HUB, PRICING, EASTERN REGIONS OF RUSSIA.
ного газа (СПГ), его потребление странами Восточной Азии в 2018 г. составило 63 % мирового импорта СПГ [2]. При этом Китай представляет наиболее перспективный источник роста мирового газового рынка: прирост импорта газа в 2018 г. составил более 30 млрд м3 (15,7 млн т СПГ и 6,2 млн т сетевого газа). Потребление и импорт природного газа странами ВА в 2010-2018 гг. представлены в табл. 1.
Несмотря на высокие темпы роста потребления природного газа в Китае, его доля в потреблении первичных энергоресурсов сравнительно невелика (в 2017 г., по данным компании British Petroleum - 7 %). В отличие от других стран региона, Китай обладает богатым ресурсным потенциалом, особенность которого - большая доля нетрадиционных запасов газа и низкая степень их изученности (табл. 2).
Сложившаяся ситуация свидетельствует о широких возможностях по увеличению объемов добычи и одновременно о необходимости формирования механизмов по привлечению масштабных инвестиций в отрасль. Рост собственной добычи газа за счет нетрадиционных ресурсов в Китае связан с необходимостью преодоления ряда барьеров:
- технологического(добыча на глубине более 3,5 км в сложных горно-геологических условиях);
- экономического (высокая себестоимость добычи);
- экологического(интенсивное воздействие на природные системы при гидроразрывах газосодержа-щих пород);
- инфраструктурного (необходимость создания магистральной газотранспортной системы и сезонных хранилищ газа).
Последний фактор относится также и к проблемам увеличения объемов добычи газа на основе традиционных ресурсов.
Указанные препятствия снижают конкурентоспособность нетрадиционных ресурсов по сравнению с импортом природного газа. Вместе с тем, исходя из соображений энер -гетической безопасности, а также руководствуясь положительным мультипликативным эффектом развития собственной добычи газа на смежные отрасли и национальную экономику в целом, правительство Китая проводит политику, направленную на привлечение инвестиций в отрасль и усиление конкурентоспособности «нетрадиционного» газа. Эта политика проявляется в финансировании научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по
разведке и освоению нетрадиционных ресурсов газа, предоставлении субсидий добывающим компаниям, освобождении от уплаты импортных пошлин на специальные виды оборудования. Поставлена достаточно амбициозная цель: к 2030 г. обеспечить 24-30 % собственной добычи газа (80-100 млрд м3) за счет трудноизвлекаемых запасов «сланцевого» газа [5].
Добыча природного газа в Китае в 2017 г. составила 149 млрд м3 (табл. 3). Ожидается, что в 20202030 гг. степень зависимости от импорта сохранится на текущем уровне, около 40 %. Темпы роста импорта природного газа связаны с успехом реализации планов по развитию добычи нетрадиционных ресурсов.
Газовые рынки Японии, РК и Тайваня развиваются уже в течение нескольких десятков лет, характеризуются высокой степенью насыщения, и при условии отсутствия чрезвычайных факторов, например, отказа от использования ядерной энергии, в долгосрочной перспективе существенного роста потребления не ожидается. Ввиду низкого уровня обеспеченности собственными ресурсами и отсутствия международной инфраструктуры сетевого газа практически весь
Таблица 1. Импорт и совокупное потребление природного газа в странах ВА в 2010-2018 гг. Table 1. Import and total consumption of natural gas in East Asian countries in 2010-2018
Страна, показатели Country, index 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Китай China
Потребление, млрд м3 Consumption, billion m3 95 116 129 150 166 172 209 246 285
Импорт, % Import, % 14 23 28 30 30 30 36 38 44
Япония Japan
Потребление, млрд м3 Consumption, billion m3 100 112 125 125 128 123 122 121 122
Импорт, %* Import, % 98 98 98 100 100 100 98 99 98
Республика Корея The Republic of Korea
Потребление, млрд м3 Consumption, billion m3 43 46 50 52 48 43 46 45 51
Импорт, % Import, % 102 102 95 102 103 101 97 108 110
Тайвань Taiwan
Потребление, млрд м3 Consumption, billion m3 15 16 17 17 18 19 20 22 22
Импорт, % Import, % 98 103 100 99 99 98 98 99 100
Итого Восточная Азия East Asia, total
Потребление, млрд м3 Consumption, billion m3 253 289 320 345 359 357 397 435 480
Импорт, % Import, % 67 69 69 70 68 66 65 66 68
Примечание. Превышение импорта над потреблением связано с реэкспортом, пополнением запасов и статистическим расхождением данных. Источник: составлено по [3].
Note. The excess of import over consumption is caused by re-export, stock changes, and statistical data discrepancy. Source: compiled based on [3].
объем потребления газа Японии, РК и Тайваня обеспечивается за счет импорта СПГ. Не исключено, что в будущем источником роста собственной добычи газа в этих странах могут стать ресурсы газогидратов, расположенные в акваториях прибрежных морей. Опытная добыча метана из газо -гидратов производилась Японией в 2013 и 2017 г., но разработка газогидратов в промышленном масштабе пока не предполагается. Лишь частично это связано с на -личием технологических проблем,
основной причиной является наиболее высокая среди всех прочих нетрадиционных ресурсов метана стоимость добычи газа из морских газогидратов [9].
Монголия с 2018 г. стала потре -бителем СПГ из Китая. Несмотря на небольшой объем - 527 т за весь год [10], этот задел является началом создания газовой отрасли страны. В настоящее время основу энергетики Монголии составляет уголь, но экологические проблемы заставляют заниматься переходом на другие виды топлива. Основное
внимание уделяется солнечной и ветроэнергетике. Природный газ, являясь самым экологичным видом топлива, может занять часть ниши, высвобождаемой углем.
В КНДР природный газ в настоящее время не потребляется. Вместе с тем при улучшении политической ситуации на Корейском п-ве и ускорении социально-экономического развития потребление газа в этой стране может резко возрасти и составить 30-40 млрд м3 к 2050 г. В этом случае трубопровод из Приморского края рассматри-
Таблица 2. Ресурсы природного газа в Китае Table 2. Natural gas resources in China
Геологические Технически извлекаемые Разведанные Коэффициент
ресурсы (2015 г.), ресурсы (2015 г.), трлн м3 геологические запасы разведанности
трлн м3 Technically recoverable (2017 г.), млрд м3 (запасы/ресурсы), %
Geological resources resources (2015), trillion Explored geological Exploration rate
(2015), trillion m3 m3 reserves (2017), billion m3 (reserves/sources), %
Традиционный газ Conventional gas 90 50 14 300 15,8
Сланцевый газ Shale gas 122 22 921 0,8
Метан угольных пластов Coal bed methane 30 13 703 2,3
Источник: составлено по [4]. Source: compiled based on [4].
Таблица 3. Объемы потребления, собственной добычи и импорта в Китае, млрд м3 Table 3. Consumption, domestic production, and import volumes in China, billion m3
Показатели Index 2017 2020 (план) (plan) 2030 (план) (plan)
Потребление Consumption 237 360 550
Собственная добыча Domestic production 149 207 330
Импорт Import 92 153 220
Источники: 2017 г. - [6], 2020 г. - [7], 2030 г. - [8]. Sources: 2017 - [6], 2020 - [7], 2030 - [8].
вается как один из перспективных источников обеспечения газом обеих стран Корейского п-ва [11].
Прогнозы потребления газа выступают неразрывной составной частью прогнозов развития энергетики в целом. На мировом уровне авторитетом пользуются долгосрочные прогнозы энергопотребления Международного энергетического агентства (МЭА). Кроме того, большую популярность завоевали прогнозы Управления энергетической информации при Министерстве энергетики США (УЭИ США) и Института экономики энергетики Японии (ИЭЭЯ). В России регулярно выполняется аналогичный прогноз совместными усилиями Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН) и Аналитического центра при правительстве Российской Федерации. Кроме того, прогнозы развития мировой энергетики выполняются рядом консалтинговых (Enerdata, Wood Mackenzie и др.) и энергетических компаний (British Petroleum, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell).
На рис. 1 представлено сравнение базовых (референтных) прогнозов потребления газа странами ВА, подготовленных рядом ведущих исследовательских организаций. В 2020-2040 гг. в Китае прогнозируется рост потребления газа на уровне 3-4 % в год, а также рост собственной добычи на уровне 3-5 % в год. Среди сценариев собственной добычи газа в Китае
наиболее оптимистичным является прогноз, подготовленный УЭИ США, согласно которому основной прирост собственной добычи будет обеспечен за счет «нетрадиционного» газа. Среди рассмотренных прогнозов ИНЭИ РАН показывает наиболее консервативную оценку роста потребления газа в Японии и РК.
ЦЕНООБРАЗОВАНИЕ НА ГАЗОВЫХ РЫНКАХ СТРАН ВОСТОЧНОЙ АЗИИ Внешнеторговые контракты в регионе ВА варьируются по степени срочности и используемым методикам ценообразования. Основные экспортеры СПГ в страны ВА - Австралия, Катар, Малайзия и Индонезия. Импорт СПГ из этих стран осуществляется преимущественно по долгосрочным контрактам. Вместе с тем и краткосрочные контракты играют весомую роль в импорте региона: в 2018 г. на них
приходилось 18 % импорта СПГ Японии, 34 % импорта СПГ Южной Кореи, 55 % импорта СПГ Тайваня, 33 % импорта СПГ Китая [2].
Цены на основную долю импортируемого в регион ВА по долгосроч -ным контрактам СПГ определяются по формулам на основе цен на нефть. Как правило, индикатором служат средневзвешенные цены на импортируемую в Японию нефть (JCC) [12]. Механизм привязки цен на газ к ценам на нефть используется и при поставках сетевого газа в Китай из Средней Азии и Мьянмы.
Цены спот-рынка СПГ формируются по принципу «конкуренция газ-газ», то есть путем торга между продавцом и покупателем. Бэнчмарком спот рынка СПГ в Азии является индекс JKM агентства Platts. На основе этого индекса определяются цены в некоторых долгосрочных
1000
-к Е 600
II
400
200 0
П1 I I
2020 2025 2030 2035 2040 2050
а) Китай, потребление a) China, consumption
150
I I I
2020 2025 2030 2035 2040 2050
в) Япония, потребление с) Japan, consumption
"к Е
N
600 500 400 300 200 100 0
2020 2025 2030 2035 2040 2050
б) Китай, добыча b) China, production
Z Е
ü
100 80 60 40 20 0
2020 2025 2030 2035 2040 2050
г) Республика Корея, потребление d) The Republic of Korea, consumption
ИЭЗЯ 2018 IEEJ 2018
УЭИ США 2017 US EIA2017
I МЭА2017 IEA2017
I ИНЭИ 2016 ERIRAS 2016
Рис. 1. Прогнозы потребления природного газа в странах ВА Fig. 1. Estimated natural gas consumption in East Asian countries
контрактах на поставку СПГ, а также ведется торговля производными финансовыми инструментами на крупнейших товарных биржах -Нью-Йоркской товарной бирже (NYMEX) и Межконтинентальной бирже (ICE). В 2016 г. аналогичный индекс цен на СПГ, импортируемый Японией, РК, Тайванем и Китаем - North Asia SLing, стал рассчитываться Сингапурской биржей.
В настоящее время активно обсуждается проблема необходимости создания газового хаба в Азии по аналогии с хабами в США и Европе (например [13-15]). Отмечается, что цены на нефть и цены на газ в хабах США и Европы в недостаточной мере отражают конъюнктуру азиатского рынка. Наличие ликвидного спотового рынка СПГ рассматривается [16] как условие снижения риска недо -
загрузки мощностей по добыче и транспортировке газа (риск продавца) и риска дефицита предложения СПГ (риск покупателя). Вместе с тем остается справедливым положение о высоких рисках манипулирования рынком на начальном этапе развития газовых хабов, что связано с низким уровнем ликвидности [17]. Это ставит под вопрос обоснованность использования цен в таких хабах в качестве бенчмарков.
Степень готовности внутренних газовых рынков стран ВА к формированию на них ликвидных газовых хабов различна. На внутренние рынки РК и Тайваня поставки импортируемого газа осуществляются государственными вертикально-интегрированными компаниями KOGAS и СРС соответственно, в собственности которых
находятся основные инфраструктурные мощности по регазифи-кации,транспортировке и хранению газа. Газораспределительные компании покупают газ у KOGAS и СРС и перепродают его конечным потребителям, расположенным в границах закрепленной за этими компаниями территории. Цены на газ на внутренних рынках РК и Тайваня регулируются государством на основе цен импорта KOGAS [18] и СРС [19]. Республика Корея в 2025 г. планирует отменить фактическую монополию KOGAS на импорт СПГ, позволив частным компаниям импортировать и перепродавать СПГ [18].
Газовые рынки Японии и Китая на фоне других стран ВА в наибольшей мере продвинулись на пути к переходу на рыночное ценообразование и развитие торговли газом в хабах
через специализированные торговые площадки или биржи. Процесс дерегулирования газового рынка Японии начался с конца 90-х гг. прошлого века [20]. В 2013 г. в Японии была создана внебиржевая платформа по торговле СПГ, нефтью и нефтепродуктами -The Japan OTC Exchange (в настоящее время является дочерней компанией Токийской товарной биржи Tokyo Commodity Exchange). С сентября 2014 г. на этой платфор -ме реализуются торги расчетными финансовыми инструментами на СПГ. К настоящему времени процесс реформирования подошел к завершающей стадии: с апреля 2017 г. был либерализован розничный сегмент, а также предприняты меры по обеспечению доступа третьих сторон к СПГ-терминалам. В 2022 г. для обеспечения доступа новых игроков к газовой инфраструктуре и стимулирования конкуренции планируется отделение услуг по транспортировке газа от других типов деятельности [20].
В Китае с начала 2010-х гг. проводится политика, направленная на либерализацию газового рынка и переход от затратных к рыночным принципам ценообразования. В 2011 г. в провинции Гуандун и автономном районе Гуанси проведен пилотный проект реформы ценообразования. До реформы цена газа у потребителя определялась, исходя из отпускных цен и затрат на транспортировку и распределение (по принципу «издержки плюс»), после реформы регулируемые цены стали рассчитываться на основе импортных цен на жидкое топливо и сжиженные углеводородные газы (принцип «стоимость замещения») [21]. В 2013 г. эта реформа распространилась на всю страну. Кроме того, были либерализованы цены на «нетрадиционный» газ и импортируемый СПГ [22]. В 2015 г. прекратилось регулирование цен на газ по прямым договорам поставки для промышленных потребителей [23]. В июле 2015 г. начала работу Шанхайская нефтегазовая биржа, на которой в 2018 г. односторонний
объем торгов достиг 30 млрд м3
[24]. В 2018 г. торги газом стали проводиться также на нефтегазовой бирже в г. Чунцин.
В 2016 г. началась реформа тари -фообразования на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам. Новая методика стала стимулировать газотранспортные организации расширять доступ третьих сторон: чем выше уровень загрузки мощностей, тем выше разрешенная норма прибыли
[25]. В 2017 г. Государственный совет КНР заявил о намерении отделить транспортировку природного газа по магистральным трубопроводам от других типов деятельности [26]; продолжаются реформы по предоставлению доступа третьих сторон к СПГ-терминалам [27].
ПОСЛЕДСТВИЯ ТРАНСФОРМАЦИИ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ НА ГАЗОВОМ РЫНКЕ ВА ДЛЯ РОССИИ КАК ЭКСПОРТЕРА ГАЗА В РЕГИОН И НАПРАВЛЕНИЯ АДАПТАЦИИ
На газовых рынках стран ВА на фоне роста потребления и усиления импортной зависимости проводится политика либерализации. В Японии и Китае создаются условия для формирования газотранспортных хабов и рыночных цен как индикаторов соотношения спроса и предложения, на которые затем можно будет ссылаться во внешнеторговых контрактах. Если раньше внутренние цены складывались на основе импортных, то теперь появляются предпосылки для формирования обратной зависимости: создаются газовые хабы и соответствующие институты формирования рыночных цен на внутренних рынках, которые в дальнейшем должны играть роль
бенчмарка при импорте газа в регион ВА. Таким образом, новый механизм ценообразования предоставит импортерам инструмент воздействия на внешнеторговые цены, в то время как возможности участия экспортера в процессе формирования таких цен могут ограничиваться институциональными барьерами, связанными с допуском к торгам на биржах в странах-импортерах и к прямым поставкам конечному потребителю.
Регион ВА является одним из наиболее перспективных рынков для наращивания экспорта российского газа - это обусловлено прогнозируемым ростом объемов потребления газа и высокой конкурентоспособностью источников поставок из восточных регионов России [28]. Для снижения риска зависимости экспортных цен от конъюнктуры внутренних рынков и цен в хабах Японии и Китая на российской стороне необходимо создать газовые хабы и связанные с ними бенчмарки. Цены, сформированные в таких хабах, должны отражать альтернативные возможности экспортеров по поставке газа как на внутренний, так и на внешние рынки. Наличие хабов и в стране-импортере, и в стране-экспортере повысит транспарентность ценообразования на международном рынке природного газа в регионе и обеспечит сторонам равные возможности по участию в процессе формирования цен.
Определенные шаги для развития организованной торговли газом и биржевого ценообразования в России уже сделаны. В европейской части страны в границах Единой системы газоснабжения (ЕСГ) с 2014 г. ведутся торги газом на площадке Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи. В 2022-2023 гг. планируется завершение строительства терминала по перевалке СПГ на Камчатке, который станет одним из важнейших хабов СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе [29]. При этом как в случае физического хаба (Henry Hub в США),
так и в случае виртуального ^ВР в Великобритании) зона действия бенчмарка находится в границах газотранспортной инфраструктуры, в которой расположен хаб. Расширение газотранспортной инфраструктуры позволяет вовлечь в торги газом в хабе новых участников и расширить зону действия бенчмарка, а связь нескольких ре -гиональных систем газоснабжения, в каждой из которых расположен хаб, обеспечивает передачу ценовых сигналов между региональными рынками. Фрагментированность и несвязанность газотранспортной инфраструктуры на востоке России препятствует созданию хаба на этой территории и ассоциированных с хабом бенчмарков, на которые можно было бы ориентироваться при экспорте трубопроводного газа в Китай и Монголию, а в дальнейшем и на Корейский п-ов.
В России в настоящее время действует «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского Региона» (Восточная газовая программа), утвержденная Приказом Минпромэнерго России от 3 сентября 2007 г. № 340. Программа учитывает цели социально-экономического развития Восточной
Сибири и Дальнего Востока и повышения благосостояния населения на основе развития газодобычи, строительства газотранспортной инфраструктуры и экспорта газа в АТР во взаимоувязке с текущим состоянием и перспективами развития других отраслей ТЭК. Предусмотрены расширение ЕСГ России на восток и газификация потребителей Красноярского края, Иркутской обл., Республики Бурятия и Забайкальского края за счет вовлечения в разработку Иркутского и Красноярского центров газодобычи, создания промышленных комплексов по глубокой переработке сырья и производству продукции с высокой добавленной стоимостью.Запланированы развитие газохимии, строительство газоперерабатывающего завода в Иркутской обл. и Красноярском крае, а также производство гелия. Кроме того, предусматривалась возможность соединения будущих региональных систем газоснабжения Восточной Сибири и Дальнего Востока между собой и с уже сформированной ЕСГ.
Вопрос соединения новых центров газодобычи на востоке России с ЕСГ находится на стадии обсуждений. В период разработки Восточной газовой программы на международных и зарубежных внутренних газовых рынках действовали механизмы ценооб-
разования, отличные от тех, которые развиваются в настоящее время. В то время газовые хабы в Европе только начали формироваться и не обладали достаточной ликвидностью, чтобы служить индикатором при определении цен внешнеторговых контрактов по поставке газа. В Японии и РК механизмы ценообразования на основе нефтяной индексации во внешней торговле и на основе государственного регулирования по принципу «издержки плюс» на внутреннем рынке казались незыблемыми, а Китай только приступил к импорту природного газа в форме СПГ. Таким образом, риск зависимости экспортных цен на сетевой российский газ от рыночных цен, сформированных на рынках стран-импортеров в регионе ВА без участия российских акторов, отсутствовал, и необходимость создания логистических хабов и дальнейшего формирования соответствующих бенчмарков в восточных регионах России не была заложена в Восточной газовой программе. К настоящему времени ситуация на региональном газовом рынке изменилась, на внутренних рынках Японии и Китая наблюдается ярко выраженная тенденция по формированию собственных хабов и ассоциированных бенчмарков.
Необходимость наличия связи между существующей ЕСГ в европейской части России с формирую -щейся системой газоснабжения в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, предусматривающей ответвления экспортных трубопроводов в Китай, Монголию, на Корейский п-ов, обусловлена рядом факторов. Во-первых, принимая во внимание необходимость развития биржевой торговли газом в восточных регионах России, для обеспечения ликвидности в российском хабе в газотранспортной системе на востоке страны необходимо вовлечение в торги газом как можно большего числа участников, что предполагает наличие связи между несколькими
центрами газодобычи через газотранспортную систему. Еще одним фактором является потребность в диверсификации экспортных рынков сбыта и возможности маневрирования направлениями поставок. Следующим обоснованием является тот факт, что для удовлетворения дополнительного спроса на газ на внутреннем рынке восточных регионов России и в странах ВА недостаточно одних только мощностей восточносибирских центров газодобычи.
Развитие хабов и формирование ассоциированных бенчмарков как индикаторов российского газового рынка должно стать основой для снижения зависимости экспортных цен на газ от конъюнктуры мировых товарных рынков. Наличие собственного ценового ориентира позволит России участвовать в процессе ценообразования на
формирующемся глобальном газовом рынке.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рынок газа стран ВА - наиболее перспективный источник наращивания экспорта российского газа. Одним из ключевых факторов, влияющих на объем, эффективность и конкурентоспособность экспорта российского газа, оказываются цены на международных рынках.
Правительства стран региона ВА проводят целенаправленную политику по формированию газовых хабов и ассоциированных бенчмарков, что в перспективе может привести к возникновению риска зависимости внешнеторговых цен на газ от институтов внутренних рынков импортеров, существенно снизить возможности экспортеров по участию в процессах ценообразования. Во избежание такого
развития событий необходимо заблаговременно предусмотреть создание газовых хабов и соответствующей газотранспортной инфраструктуры на востоке России, через которую будет осуществляться экспорт трубопроводного газа в регион ВА.
Наличие хабов и ассоциированных бенчмарков на российской стороне должно предоставить игрокам отечественного газового рынка инструменты участия в процессах формирования внешнеторговых цен на газ и способствовать снижению зависимости экспортных цен на российский газ от мировых цен на энергоресурсы.
Работа выполнена в рамках проекта ХИ74.2.1. программы фундаментальных научных исследований СО РАН (рег. № АААА-А17-117030310434-3)я
ЛИТЕРАТУРА
1. Ценообразование и финансовая результативность газовой отрасли / Д.В. Максакова, И.Н. Щербакова, С.П. Попов // Финансы. № 1. 2019. С. 50-54.
2. GIIGNL 2019 Annual Report [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://giignl.org/sites/default/files/PUBLIC_AREA/Publications/ giignl_annual_report_2019-compressed.pdf (дата обращения: 06.05.2019).
3. JODI-Gas World Database [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.jodidb.org/ReportFolders/ reportFolders.aspx?sCS_referer=&sCS_ChosenLang=en (дата обращения: 06.05.2019).
4. Ресурсы природного газа в Китае: потенциал и проблемы (на кит. яз.). CNPC, 03.04.2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://center.cnpc.com.cn/sysb/system/2018/04/02/001683383.shtml (дата обращения: 06.05.2019).
5. План развития отрасли сланцевого газа (2016-2020 гг.). NEA, 14.09.2016 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://zfxxgk.nea.gov.cn/ auto86/201609/t20160930_2306.htm (дата обращения: 06.05.2019).
6. Поставки природного газа в 2017 г.: краткие итоги (на кит. яз.). NDRC, 31.01.2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ndrc.gov.cn/fzgggz/jjyx/mtzhgl/201801/t20180131_876398.html (дата обращения: 06.05.2019).
7. План развития газовой отрасли на 13-ю пятилетку (на кит. яз.). NDRC, 2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201701/W020170119369186013264.pdf (дата обращения: 06.05.2019).
8. Анализ «Среднесрочных и долгосрочных планов по развитию систем газо- и нефтепроводов» (на кит. яз.). Государственный совет КНР, 20.07.2017. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.gov.cn/zhengce/2017-07/20/content_5212142.htm (дата обращения: 06.05.2019).
9. Review of natural gas hydrates as an energy resource: Prospects and challenges / Zheng Rong Chong, She Hern BryanYang, Ponnivalavan Babu, Praveen Linga, Xiao-Sen Li // Applied Energy. 2016. Vol. 162. 2016. Pp. 1633-1652 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S030626191401318X (дата обращения: 06.05.2019).
10. TradeMap Database [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.trademap.org/Index.aspx (дата обращения: 06.05.2019).
11. East Asia as an object for Russia-Mongolia energy cooperation / S.P. Popov, D.V. Maksakova // Energy Systems Research. 2018. Vol. 1, No, 4. Pp. 45-55 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://esrj.ru/index.php/esr/issue/view/esr2018.04 (дата обращения: 06.05.2019).
12. Koyama K. Time Lag between Crude Oil and LNG Price Movements // A Japanese perspective on the international energy landscape. IEEJ, 9.10.2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://eneken.ieej.or.jp/data/6342.pdf (дата обращения: 05.06.2019).
13. Stern J. International gas pricing in Europe and Asia: A crisis of fundamentals // Energy Policy. 2014. Vol. 64. Pp. 43-48 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421513004916# (дата обращения: 05.06.2019).
14. Palti-Guzman L. The Future of Asia's Natural Gas Market: The Need for a Regional LNG Hub // Asia Policy. 2018. Vol. 13, No. 3. Pp. 101-126.
15. Key elements for functioning gas hubs: A case study of East Asia / Xunpeng Shi, Hari M. P. Variam // Natural Gas Industry B. 2018. Vol. 5, Issue 2. Pp. 167-176 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352854017302036# (дата обращения: 06.05.2019).
16. Investments in Natural Gas Supply Chain under the Low Price Environment // APEC Oil and Gas Security Studies. Series 12. June 2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://aperc.ieej.or.jp/file/2018/7/2/Aperc_8834_Natural_Gas_web.pdf.pdf (дата обращения: 06.05.2019).
17. Конопляник А.А. Сжиженный газ - новый геополитический фактор // НГ-Энергия, 13.11.2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ng.ru/energy/2018-11-12/12_7436_gaz.html (дата обращения: 06.05.2019).
18. Country Analysis Brief: South Korea. US EIA, 2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.eia.gov/beta/international/analysis_ includes/countries_long/Korea_South/south_korea.pdf (дата обращения: 06.05.2019).
19. What is the pricing system of natural gas in Taiwan. Bureau of Energy, Ministry of Economic Affairs [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.moeaboe.gov.tw/ECW/english/content/Content.aspx?menu_id=1696 (дата обращения: 06.05.2019).
20. Gas liberalization begins. METI Journal, 2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.meti.go.jp/english/publications/pdf/ journal2017_05b.pdf (дата обращения: 06.05.2019).
21. Постановление ГКРР о запуске пилотного проекта реформы механизмов ценообразования на природный газ в провинции Гундун
и автономном районе Гуанси от 26.12.2011 № 3033 (на кит. яз.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.sdpc.gov.cn/zwfwzx/zfdj/ jggg/201112/t20111227_452950.html (дата обращения: 06.05.2019).
22. Постановление ГКРР о регулировании цены на природный газ от 28.06.2013 № 1246 (на кит. яз.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ndrc.gov.cn/zwfwzx/zfdj/jggg/201306/t20130628_547973.html (дата обращения: 06.05.2019).
23. Постановление ГКРР о регулировании цен на природный газ для потребителей, не относящихся к населению, от 26.02.2015 № 351 (на кит. яз.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/201502/t20150228_665694.html (дата обращения: 06.05.2019).
24. Годовой объем торгов на Шанхайской нефтегазовой бирже превысил 60 млрд м3 (на кит. яз.), CNPC, 11.01.2019 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://center.cnpc.com.cn/bk/system/2019/01/11/001716757.shtml (дата обращения: 06.05.2019).
25. Постановление ГКРР о «Методике регулирования тарифов на услуги по транспортировке газа по трубопроводам (пилотный проект)»
и «Методике контроля издержек, включаемых в тарифы на транспортировку газа по трубопроводам (пилотный проект)» от 09.10.2016 № 2142 (на кит. яз.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201610/t20161012_822388.html (дата обращения: 06.05.2019).
26. ЦК КПК и Государственный совет КНР. «Некоторые направления структурных реформ нефтегазовой отрасли». NEA, 22.05.2017 (на кит. яз.) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.nea.gov.cn/2017-05/22/c_136304847.htm (дата обращения: 06.05.2019).
27. China's CNOOC plans to open LNG import terminals to third-party access. Enerdata, 14.03.2019 [Электронный ресурс]. Режим доступа: enerdata.net/publications/daily-energy-news/chinas-cnooc-plans-open-lng-import-terminals-third-party-access.html?utm_ source=Enerdata&utm_campaign=dac19e3254-Email_Daily_Energy_News_03_2019&utm_medium=email&utm_term=0_838b1c9d18-dac1 9e3254-124307985 (дата обращения: 06.05.2019).
28. Попов С.П. Газовая промышленность Китая: новый ресурс развития // Пространственная экономика. № 2. 2013. С. 22-48.
29. PAO Novatek, Corporate Strategy Day - 2018 through 2030, 12 December 2017 Moscow [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.novatek.ru/common/upload/Corporate Strategy Day - 2017(3).pdf (дата обращения: 06.05.2019).
REFERENCES
(1) Maksakova D, Shcherbakova I, Popov S. Pricing and financial performance in the gas industry. Finance. 2019; No. 1: 50-54. (In Russian)
(2) GIIGNL 2019 Annual Report. Available from: https://giignl.org/sites/default/files/PUBLIC_AREA/Publications/giignl_annual_report_2019-compressed. pdf [Accessed 6th May 2019].
(3) JODI-Gas World Database. Available from: http://www.jodidb.org/ReportFolders/reportFolders.aspx?sCS_referer=&sCS_ChosenLang=en [Accessed 6th May 2019].
(4) CNPC 04/03/2018. Natural gas resources in China: Potential and issues. Available from: http://center.cnpc.com.cn/sysb/ system/2018/04/02/001683383.shtml [Accessed 6th May l 2019]. (In Chinese)
(5) NEA 09/14/2016. Shale gas industry development plan. Available from: http://zfxxgk.nea.gov.cn/auto86/201609/t20160930_2306.htm [Accessed 6th May 2019]. (In Chinese)
(6) NDRC 01/31/2018. Natural gas supplies in 2017: A brief summary. Available from: http://www.ndrc.gov.cn/fzgggz/jjyx/mtzhgl/201801/ t20180131_876398.html [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(7) NDRC 2017. The gas industry development 13th Five-Year Plan. Available from: http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201701/W020170119369186013264 [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(8) State Council of China 07/20/2017. The analysis of the Medium-term and Long-term plans for the gas and oil pipeline systems development. Available from: http://www.gov.cn/zhengce/2017-07/20/content_5212142.htm [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(9) Chong Z R, Yang S H B, Babu P, Linga P, Li X-S. Review of natural gas hydrates as an energy resource: Prospects and challenges. Applied Energy. 2016; Vol. 162: 1633-1652. Available from: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S030626191401318X [Accessed 6th May 2019].
(10) TradeMap Database. Available from: https://www.trademap.org/Index.aspx [Accessed 6th May 2019].
(11) Popov S, Maksakova D. East Asia as an object for Russia-Mongolia energy cooperation. Energy Systems Research. 2018; Vol. 1, No, 4: 45-55. Available from: http://esrj.ru/index.php/esr/issue/view/esr2018.04 [Accessed 6th May 2019].
(12) Koyama K. Time lag between crude oil and LNG price movements. A Japanese perspective on the international energy landscape. IEEJ, 9.10.2015. Available from: https://eneken.ieej.or.jp/data/6342.pdf [Accessed 6th May 2019).
(13) Stern J. International gas pricing in Europe and Asia: A crisis of fundamentals. Energy Policy. 2014; Vol. 64: 43-48. Available from: https://www. sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421513004916# [Accessed 6th May 2019).
(14) Palti-Guzman L. The future of Asia's natural gas market: The need for a regional LNG hub. Asia Policy. 2018; Vol. 13, No. 3: 101-126.
(15) Shi X, Variam H M P. Key elements for functioning gas hubs: A case study of East Asia. Natural Gas Industry B. 2018; Vol. 5, Issue 2: 167-176. Available from: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2352854017302036# [Accessed 6th May 2019).
(16) Investments in natural gas supply chain under the low price environment. APEC Oil and Gas Security Studies. 2018; Series 12. Available from: https://aperc.ieej.or.jp/file/2018/7/2/Aperc_8834_Natural_Gas_web.pdf.pdf [Accessed 6th May 2019].
(17) Konoplyanik A. Liquefied gas: A new geopolitical factor. NG-Energia. Available from: http://www.ng.ru/energy/2018-11-12/12_7436_gaz.html [Accessed 6th May 2019] (in Russian)
(18) US EIA, 2018. Country analysis brief: South Korea. Available from: https://www.eia.gov/beta/international/analysis_includes/countries_long/Korea_ South/south_korea.pdf [Accessed 6th May 2019].
(19) Bureau of Energy, Ministry of Economic Affairs. What is the pricing system of natural gas in Taiwan. Available from: https://www.moeaboe.gov.tw/ ECW/english/content/Content.aspx?menu_id=1696 [Accessed 6th May 2019].
(20) Gas liberalization begins. METI Journal. 2017. Available from: https://www.meti.go.jp/english/publications/pdf/journal2017_05b.pdf [Accessed 6th May 2019].
(21) National Development and Reform Commission resolution on the launch of a pilot project considering the reform of the natural gas pricing mechanisms in Gundun province and the Guangxi Autonomous Region No. 3033 dated December 26, 2011. Available from: http://www.sdpc.gov.cn/ zwfwzx/zfdj/jggg/201112/t20111227_452950.html [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(22) National Development and Reform Commission decree on natural gas price regulation No. 1246 dated June 28, 2013. Available from: http://www.ndrc.gov.cn/zwfwzx/zfdj/jggg/201306/t20130628_547973.html [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(23) National Development and Reform Commission decree on natural gas price regulation for non-population consumers No. 351 dated February 26,
2015. Available from: http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/201502/t20150228_665694.html [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(24) CNPC 11.01.2019. Annual trading volume on the Shanghai Oil and Gas Exchange exceeded 60 billion m3. Available from: http://center.cnpc.com.cn/bk/ system/2019/01/11/001716757.shtml [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(25) National Development and Reform Commission resolution on methods for regulating tariffs for gas transportation services through pipelines (pilot project) and methods for controlling costs included in tariffs for gas transportation through pipelines (pilot project) No. 2142 dated October 9,
2016. Available from: http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201610/t20161012_822388.html [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(26) NEA 22.05.2017. The CPC Central Committee and the State Council of the People's Republic of China. Directions for the structural reforms of the oil and gas sector. Available from: http://www.nea.gov.cn/2017-05/22/c_136304847.htm [Accessed 6th May 2019] (in Chinese)
(27) China's CNOOC plans to open LNG import terminals to third-party access. Enerdata 14.03.2019. Available from: enerdata.net/publications/ daily-energy-news/chinas-cnooc-plans-open-lng-import-terminals-third-party-access.html?utm_source=Enerdata&utm_ campaign=dac19e3254-Email_Daily_Energy_News_03_2019&utm_medium=email&utm_term=0_838b1c9d18-dac19e3254-124307985 [Accessed 6th May 2019].
(28) Popov S. China's gas industry: New development resource. Prostranstvennaya Ekonomika (Spatial Economy). 2013; No. 2: 22-48 (in Russian)
(29) PAO Novatek, Corporate Strategy Day - 2018 through 2030. 12 December 2017 Moscow. Available from: http://www.novatek.ru/common/upload/ Corporate Strategy Day - 2017(3).pdf [Accessed 6th May 2019].
