CC BY
9
Российский газ: текущие вызовы и что ждет впереди
A.A. КОРНИЛОВ, кандидат экономических наук, ОАО «Альфа-Банк», Москва. E-mail: akornilov@alfabank.ru
Отечественная газовая отрасль в последнее время является объектом дискуссий, на которые повлияли кардинальные перемены как на мировом рынке газа после «сланцевой революции» в США, так и на внутреннем рынке, где до последнего времени цены на газ были регулируемыми. О проблемах российского газового сектора и его возможных перспективах и пойдет речь в этой статье.
Ключевые слова: газ, «сланцевая революция», конкуренция, Россия
Внутренний рынок газа
На протяжении многих лет в России превалировала одна концепция: доминирующее положение «Газпрома» и 100%-е регулирование тарифов на газ, причем как для промышленности, так и для населения. С 2006 г. государство активно продвигало идею сближения внутренних цен на газ с теми, по которым «Газпром» поставляет газ на экспорт, минус экспортные пошлины и транспортное плечо (экспортный нет-бэк). Правда, недавно от этой идеи окончательно отказались. Еще одна особенность - 100%-я монополия «Газпрома» на газотранспортную систему. Впрочем, в правительстве не прекращаются и даже усиливаются дискуссии по вопросу обеспечения недискриминационного доступа независимых производителей к трубе.
Преобразования на внутреннем рынке газа начались с изменения состава участников. Так, если раньше кроме «Газпрома» на российском рынке присутствовал де-факто только один независимый производитель газа - «Новатэк», то в 2012 г. появился другой серьезный и очень амбициозный игрок - «Роснефть», объявивший о масштабных планах развития, чему способствовали покупка газовой компании «Итера» в 2012 г., а также нашумевшее поглощение «ТНК-BP» в марте 2013 г. Принципиальным отличием «Роснефти» от других российских вертикально интегрированных компаний (ВИНК), которые также добывают газ, стала ее агрессивная
ЭКО. - 2013. - №10
КОРНИЛОВ А.А.
маркетинговая политика на российском рынке - заключение прямых контрактов на поставку газа крупным российским потребителям, в частности, государственной энергокомпании «Интер РАО» в 2012 г. Прочие российские ВИНК (например, «ЛУКОЙЛ» или «Сургутнефтегаз») реализуют газ потребителям не напрямую, а через «Газпром».
На рис. 1 проиллюстрированы заявленные планы по добыче газа трех ключевых игроков этого рынка - «Газпрома», «Новатэка» и «Роснефти». Вероятно, они будут многократно корректироваться, но уже понятно, как изменится расстановка сил на внутреннем рынке газа. Рисунок 2 показывает историческое снижение доли «Газпрома» на внутреннем рынке -газа, и, как следует из рисунка 1, это далеко не предел. В частности, «Роснефть» планирует увеличить продажи газа к 2020 г. до 100 млрд м3 (в сравнении с ожидаемыми 41 млрд м3 в 2013 г., с учетом «Итеры» и «ТНК-ВР»), т.е. более чем вдвое, в то время как «Роснефть» ориентируется на долю на внутреннем рынке на уровне 19-22% к 2020 г. (сейчас - менее 10%). «Но-ватэк» не менее амбициозен: с разработкой месторождений Северэнергии, а также Геофизического и Утреннего газокон-денсатных месторождений компания предполагает к 2020 г. нарастить добычу в 1,8 раза, до 113 млрд м3.
800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
■ "Новатэк" ^ "Роснефть"
щ Бованенково + Ковыкта + Киринское □ Старые месторождения "Газпрома"
Рис. 1. Добыча газа в РФ в 2008-2020 гг., млрд м3 (планы компаний)
Источник рис. 1-2: данные компаний, расчеты автора.
Млрд м3
Млрд м3 500 400 300 200 100 0
%
-,- 100 80 -- 60 40
20%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 I I Независимые производители I I Поставки "Газпрома" —О— Доля "Газпрома"
Рис. 2. Снижение объемов поставок и доли «Газпрома» на внутреннем рынке (правая шкала) в 2005-2012 гг., %
Следующее важное изменение на внутреннем рынке газа -ценообразование. До недавнего времени газ в России продавался по регулируемым тарифам, которые ежегодно пересматривались ФСТ (в 2009 г. - поквартально). Ситуация изменилась, когда «Новатэк» заключил долгосрочные контракты на поставку газа с крупными промышленными потребителями, начав с электроэнергетики. В 2009 г. «Новатэк» заключил контракт с «ОГК-1», затем, пополнив свой портфель контрактами с «Интер РАО», «ОГК-3», «Э.ОН Россия», «Фортум» и др., предложил своим контрагентам цены на 5-10% ниже тарифов ФСТ, иными словами, цен газпромовских контрактов. Неудивительно, что потребители охотно переходили на-газ «Новатэка», и доля «Газпрома» на внутреннем рынке продолжила снижаться (см. рис. 2).
Ситуация обострилась с приходом «Роснефти», которая также применяла более гибкие ценовую политику и условия контрактов в сравнении с «Газпромом». В результате в 2012 г., когда у «Газпрома» истекала значительная часть контрактов с внутренними потребителями, многие, в основном энергетики и металлурги, перешли под крыло независимых производителей - «Новатэка» и «Роснефти». «Новатэк» заключил контракты с ММК (4,8 млрд м3 в год), «Северсталью» (2,4), «Э.ОН Россия» и «Фортумом» (всего 12,0), «Роснефть» - с «Интер РАО» (35,0), «КЭС-Холдингом» (максимально 8,2) и «Э.ОН Россия» (1,6 млрд м3).
В целом законтрактованные объемы «Новатэка» и «Роснефти», по данным СМИ, составили 64 млрд м3 в год, или 16% от годового потребления газа в РФ - весьма значимая доля продаж газа по свободным ценам в России, где несколько лет назад свободные цены на газ казались наивной иллюзией. Поскольку эти объемы - далеко не предел продаж этих компаний российским потребителям, учитывая их планы по добыче газа, возникает вопрос о перспективе тарифного регулирования цен на газ. Если независимые поставщики продолжат теснить «Газпром» на внутреннем рынке и увеличивать продажи по свободным контрактам, зачем же тогда регулируемые тарифы? Может, разумнее перейти к свободному ценообразованию на основе контрактов, по аналогии с электроэнергетикой?
Пока ответить на этот вопрос сложно, так как на свободное ценообразование влияет масса факторов, и как они будут работать - непонятно. Главный вопрос - как будет определяться цена на газ? Сегодня ориентиром служит тариф ФСТ, или цена «Газпрома». Если отказаться от него, к чему будет привязана цена? Очевидно, нужен некий биржевой рынок, по аналогии с сегодняшним РСВ в электроэнергетике, где спо-товая цена определялась бы на основе спроса и предложения. Однако дальше разговоров о биржевой торговле газом мы пока так и не ушли и, судя по всему, уйдем не скоро, так как на начальном этапе объемы биржевой торговли будут весьма ограничены (обсуждается порог в 35 млрд м3 в год), да и судьба биржевой торговли напрямую связана с недискриминационным доступом поставщиков к ГТС «Газпрома».
Чисто теоретически внутренние цены на газ могли бы рассчитываться исходя из паритета с экспортным нетбэком, иными словами, в зависимости от конъюнктуры на глобальном рынке газа (как в «нефтянке», где внутренние цены на сырую нефть для продажи нефтепереработчикам рассчитываются именно по такому принципу). Однако, учитывая огромную разницу между внутренней ценой и нетбэком (рис. 3) и отказ правительства от идеи выравнивания цен, такая перспектива нереалистична.
300 200 100 0
Долл/тыс. м3
- Экспортный нетбэк
- Внутренний тариф
Рис. 3. Динамика внутренних тарифов и экспортного нетбэка в 2006-2013 гг., долл./тыс. м3
Источник: СМИ, «Газпром», ФСТ, расчеты автора.
Третья проблема внутреннего рынка газа связана с налогообложением газовиков. Рисунок 4 иллюстрирует неравномерное распределение налоговой нагрузки между нефтяным и газовым бизнесом: «нефтянка» в совокупности платит почти в семь раз больше налогов, чем газовое направление (речь идет о бизнесах, а не о компаниях, так как практически все крупные нефтяные компании добывают газ, и налоги газового бизнеса в нашем анализе включают в себя платежи также и нефтяных компаний, помимо налоговых платежей «Газпрома» и «Новатэка»).
6 000 Млрд руб.
5 000 90
4 000
90 490
3 000 88 1 493
2 000
986 1 017
р^
1 000 - Я2 ^ 1 151 :1 7855
0 в * в
1 203:
100 80 60 40 20 0
%
2006 2007 2008 2009 2010 2011 20
щ Экспортная пошлина, нефть □ НДПИ, нефть □ Экспортная пошлина, газ щ НДПИ, газ
Нефть
щ Остальная выручка
□ Экспортная пошлина
□ НДПИ
Рис. 4. Налоговые доходы федерального бюджета от нефтяного и газового бизнесов (млрд руб.), и доля налогов (%) в экспортной выручке (сравнение нефти и газа) в 2006-2012 гг.
Источник: Федеральное казначейство (roskazna.ru), Министерство финансов, расчеты автора
257
136
434
384
2 133
1 846
75
4 ЭКО №10, 2013
Из рисунка также видно, что при цене нефти 110 долл./барр. (средняя цена за последние два года) государство забирает более 70% с каждого доллара, вырученного от продажи нефти на экспорт, в то же время эта цифра значительно ниже для газового экспортера - 34%, даже с учетом более высокой ставки НДПИ для «Газпрома».
Год 2013-й ознаменовался завершением дискуссий по поводу формулы для расчета НДПИ на газ, и правительство уже осенью, вероятно, примет окончательно поправки в Налоговый кодекс. Принципиальная новизна этого подхода в следующем. Если ранее ставка НДПИ была фиксированной (в рублях за 1000 м3), не зависела от каких-либо факторов, а лишь дифференцировалась между «Газпромом» и независимыми производителями («Газпром» платил значительно больше как монопольный экспортер), то теперь ставка рассчитывается по формуле, в которой отражается ряд факторов: доля продаж на экспорт, уровень внутренних тарифов на газ, транспортные расходы, тип и расположение месторождений и пр. Таким образом, извечный спор на тему, кто должен платить больше и почему, сводится на нет - теперь есть понятная формула, по которой рассчитывается ставка.
Экспорт в Европу
Обладая крупнейшими в мире запасами газа, Россия традиционно является крупнейшим его поставщиком в страны Европы - так, в 2012 г. Россия экспортировала 130 млрд м3 в страны Европы (без Турции). Экспортные поставки газа полностью осуществляются «Газпромом», обладающим 100%-й монополией на трубопроводный экспорт газа. Значительные объемы природного газа экспортируются также в бывшие союзные республики, из которых крупнейший потребитель -Украина.
Позиции «Газпрома» на европейских рынках значительно пошатнулись с 2012 г., когда компания столкнулась с сокращением потребления газа в странах Европы, а также давлением со стороны крупнейших потребителей в части пересмотра формулы цены на российский газ. Так, в 2012 г. экспортные поставки «Газпрома» в страны дальнего зарубежья
сократились на 5,6 млрд м3 (-3,6% в годовом сопоставлении). Для сравнения: в 2011г. экспорт газа в дальнее зарубежье вырос на 5,7%.
Причиной столь значительной и неблагоприятной для «Газпрома» перемены конъюнктуры экспортного рынка стала «сланцевая революция» в США, позволившая крупнейшей в мире экономике резко нарастить объемы добычи собственного газа, значительно сократив импорт. Побочным эффектом стало существенное увеличение поставок высвободившегося американского угля на рынки Европы и снижение цен на уголь в Европе. Это привело к перефокусировке европейских производителей электроэнергии в пользу загрузки угольных электростанций за счет снижения на станциях, работающих на экологически более чистом газе. Иными словами, экономическая выгода отодвинула на второй план проблемы ухудшения экологии, с которыми развитые страны Европы так ревностно боролись в последние годы. В результате европейский рынок газа превратился в рынок покупателей, и потребители начали активно лоббировать пересмотр контрактных цен «Газпрома» в сторону их снижения. Газовый гигант устоять не смог, и процесс пересмотра цен с европейскими контрагентами продолжается по сей день.
Помимо снижения спроса, проблемой европейского рынка газа является также ужесточение конкуренции среди поставщиков в среднесрочной перспективе. На сегодняшний день порядка 20% импортируемого газа в Европу приходится на сжиженный природный газ (СПГ), рынок которого в последнее время динамично развивается. «Газпром» пока лидирует среди экспортеров газа в континентальной Европе, оставляя своего основного конкурента, Норвегию, на втором месте. В то же время среди поставщиков сжиженного газа на сегодняшний день пальма первенства принадлежит Катару (2012 г.), хотя последний и сократил значительно поставки в Европу, переориентировавшись на премиальный азиатский рынок. За Катаром идут Алжир, Нигерия и все та же Норвегия. «Газпром» пока лишь планирует развивать собственное СПГ-направление для поставок в Европу. По мнению многочисленных экспертов, не за горами тот день, когда США превратятся из нетто-импортера газа в нетто-экспортера, по мере
увеличения собственной добычи газа, что приведет к дополнительным объемам конкурирующего с «Газпромом» газа, в виде поставок СПГ на рынке Европы (рис. 5).
Рис. 5. Ключевые поставщики газа в страны Европы (млрд м3) и структура поставщиков СПГ (данные 2012 г.), %
Источник: BP, GIIGNL, расчеты автора.
Очевидно, перспективы «Газпрома» на европейском рынке пока не очень радужные - российскому монополисту рано или поздно придется переключиться на более гибкие ценовые условия в своих контрактах, возможно, увеличивая долю спо-товых цен на газ в Европе в сравнении с традиционной формулой цены на газ в контрактах «Газпрома», привязанной к цене на нефть с лагом (рис. 6). Отчасти это уже происходит - недавно германская RWE выиграла арбитражное разбирательство против «Газпрома», которое обязало российскую компанию увеличить долю спотовых цен на газ в формуле долгосрочного контракта, и компания RWE рассчитывает, что это только начало, и «Газпром» рано или поздно перейдет на привязку своих цен в контрактах к спотовым.
Однако не стоит чрезмерно драматизировать ситуацию. «Газпром», безусловно, сохранит определенную долю рынка в странах Европы, и дальнейший расклад конкурирующих сил будет определяться ростом экономики Евросоюза, скоростью наращивания экспорта СПГ в США, а также динамикой цен в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Важно, чтобы
100 80 60 40 20 0
%
106,6 ,
130,0
90,9
щ Страны бывшего СССР ■ Ливия Иран
□ Алжир
□ Норвегия
□ Россия
□ Собственное пр-во
6,5 2,9
Долл./тыс. м:
„„„Долл./тыс. м3 Спот-цена на газ в Европе
600 г 250
в сравнении с ценой контрактов « Газпрома»
300 200
Разница цен . Долгосрочные контракты « Газпрома» - Спот-цена в Zeebrugge
-50
-150
1ап- Арг- 1и1- Ой- 1ап- Арг- 1и1- Ой- 1ап- Арг- 1и1-11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13
- -100
0
Рис. 6. Поставщики трубопроводного газа в Европу (2012 г.) (млрд м3) и динамика спотовых цен на газ (долл. тыс. м3) в сравнении со средней ценой контрактов «Газпрома»
Источник: ВР, GIIGNL, ВЬошЬег^, расчеты автора.
«Газпром» сфокусировался на поставках газа в страны с ожидаемым ростом потребления газа и растущими экономиками, например Турции (на сегодняшний день второй по величине импортер российского газа среди стран дальнего зарубежья) или Польше (крупнейший потребитель среди стран Восточной Европы, который увеличил импорт российского газа в 2012 г. почти на 30%!).
Азиатские рынки и Восточная газовая программа
С учетом перечисленных факторов неудивительно, что «Газпром» в последнее время уделяет пристальное внимание азиатскому направлению: этот регион в отличие от
традиционного европейского, по-прежнему демонстрирует сильный экономический рост и как следствие - увеличение потребления газа.
Компания разработала так называемую Восточную газовую программу, предполагающую освоение крупных газовых месторождений Восточной Сибири (Чаяндинское в Якутии и Ко-выктинское в Иркутской области), развитие газотранспортной инфраструктуры, проекты «Сахалин-2» и «Сахалин-3», а также строительство завода по сжижению природного газа в Приморском крае. В то же время ключевым фактором для этого проекта является достижение договоренности с главным перспективным потребителем восточного газа - Китаем. Пока подписан лишь Меморандум о взаимопонимании с китайской стороной, однако окончательных договоренностей с подписанием контракта на поставку газа пока не достигнуто. «Газпром» ожидает их завершения к концу 2013 г., однако камнем преткновения по-прежнему остается цена - Китай проявляет несговорчивость в отношении цен на российские энергоносители.
Рисунок 7 иллюстрирует ожидаемый баланс спроса и предложения на внутреннем рынке газа в Китае. Согласно опубликованному исследованию Deutsche Bank, в Китае ожидается рост потребления газа со среднегодовым темпом 12%.
400 300 200 100 0
Млрд м3
2012
2014
2016
i Катар - 4,9
1 Австралия -
v\ 3,7
Индонезия -
v J """""" 2,4
м Малайзия -
1,9
Прочие - 1,0 ^ у^Йемен - 0,4
^РФ - 0,4
\ Импорт СПГ ] Импорт, Мьянма | Импорт, Туркменистан ] Собств. пр-во, сланц. газ и др. ] Собств. пр-во, трад. газ - Потребление
Рис. 7. Баланс спроса и предложения (млрд м3) на рынке газа в Китае и структура (%) поставок СПГ в Китай в 2012 г.
Источник: Deutsche Bank, Ernst&Young, GIIGNL.
Основным драйвером роста спроса на газ будет постепенное снижение доли угля в топливном балансе Китая (70% против 5%-й доли газа) на фоне растущего внимания китайских властей к тяжелой экологической ситуации в крупнейших промышленных центрах Китая. В то же время разрыв между собственной добычей и потребностями в газе будет только расти, даже учитывая планы Китая по добыче сланцевого газа (которые, правда, мировое сообщество воспринимает скептически), что открывает привлекательные перспективы для экспортеров газа. Вопрос лишь в том, насколько жесткой будет конкуренция, и какое место под солнцем в Поднебесной уготовано «Газпрому».
Среди трубопроводных поставщиков очевидным конкурентом России является Туркменистан, уже поставляющий в Поднебесную более 20 млрд м3 ежегодно и планирующий наращивать экспорт с расширением трубопроводных мощностей. «Газпром» расчитывает поставлять до 38 млрд м3 в год в Китай по трубопроводу с 2018 г. по так называемому Восточному коридору. Такой маршрут способен предоставить «Газпрому» значительное преимущество против туркменского газа: труба «Газпрома» будет расположена гораздо ближе к индустриальному центру энергопотребления Китая на восточном побережье, в то время как туркменский газ необходимо транспортировать через всю территорию Китая от его западных границ.
Серьезные перспективы у Китая связаны также с импортом СПГ, где Россия также могла бы занять свою нишу, учитывая планы «Газпрома» и «Роснефти» по строительству СПГ-заводов на Дальнем Востоке. Как явствует из рисунка 7, на СПГ сегодня приходится половина импортируемого Китаем газа. Крупнейшими поставщиками СПГ в Китай являются Катар, а также Австралия, Индонезия и Малайзия, лидирующие на мировом рынке сжиженного природного газа.
Подведем черту: очевидно, что китайский рынок тоже не безразмерен, и России следует взвешенно и трезво оценивать реальные потребности китайской экономики в российском газе, с учетом нерешенности вопроса по цене экспорта. От нее зависит и окупаемость Восточной газовой программы, беспрецедентной как по объему капитальных затрат - 68 млрд долл., так и по величине работ и проектов, включенных в программу.
Так, только разработка Чаяндинского месторождения в Якутии оценивается в 14,3 млрд долл., стоимость газопровода «Сила Сибири», который должен соединить Чаяндинс-кое и Ковыктинское газовые месторождения через Благовещенск и Хабаровск с Владивостоком, составляет порядка 26 млрд долл., в то время как стоимость проекта по строительству СПГ-завода мощностью 10 млн т в год во Владивостоке оценивается в 28 млрд долл., из которых 14 млрд долл. приходятся на сам завод, 6 млрд долл. - на разработку Южно-Киринского месторождения на сахалинском шельфе (в рамках проекта «Сахалин-3»), а 8 млрд долл. - на расширение газопровода Сахалин - Хабаровск - Владивосток.
Это модное слово «СПГ»...
Хотя технология сжижения природного газа в промышленных масштабах известна человечеству уже полвека (первый промышленный завод был введен в эксплуатацию в Алжире в 1964 г.), именно сегодня рынок СПГ переживает свой расцвет, с внушительными перспективами роста в ближайшее десятилетие. Как видно из рисунка 8, рынок СПГ рос со среднегодовым темпом на уровне 8% в последние 5 лет. Однако это далеко не предел - по прогнозам экспертов, объем рынка достигнет 400 млн т к 2020 г. и 500 млн т - к 2030 г. (против 236 млн т в 2012 г., т.е. в 1,7 и 2,1 раза соответственно). Из рисунков 8 и 9 видно, что основной спрос на СПГ приходится на страны Азиатско-Тихоокеанского региона, преимущественно островные государства - Япония (88,1 млн т), Тайвань (12,7), или страны с отсутствием развитой инфраструктуры для больших объемов трубопроводного импорта. Рост потребления СПГ в перспективе связан именно с регионом АТР, учитывая продолжающийся высокий экономический рост в этой части мира. Основными поставщиками СПГ в мировом масштабе на сегодняшний день являются Катар (97 млн т в год), Малайзия (23,7), Австралия (20,8) и Индонезия (18,7), а также Алжир и Нигерия (9,4 млн т).
Из графиков становится очевидным, что, несмотря на ключевую роль России на мировом рынке газа, ее место на рынке СПГ более чем скромное: хотя мы и входим в десятку крупнейших поставщиков, в России на сегодняшний день
350,0 -, 300,0 250,0 -200,0 150,0 -100,0 50,0 0,0
Млрд м3 7,7% елок
□ Прочие
□ Россия
□ Алжир
□ Тринидад и Тобаго ■ Индонезия
□ Нигерия щ Австралия щ Малайзия щ Катар
2008
2009
2010
2011
2012
350,0 - Млрд м
300,0 Ближний Восток
250,0 - 90,7 69,3
87,8 Северная Америка
200,0 55,3 69,0
150,0 100,0 50,0 0,0 щ Юж. и Центр. Америка □ Европа □ АТР
156,0 152,3 177,8 207,3 227,2
2008 2009 2010 2011 2012
Рис. 8. Мировой рынок СПГ: предложение и спрос по странам в 2008-2012 гг., млрд м3
Источник: ВР.
функционирует единственный СПГ-завод на Сахалине, принадлежащий «Газпрому», проектной мощностью 9,6 млн т в год. Неудивительно, что в последнее время тема СПГ на слуху - российские нефтегазовые компании активно разрабатывают планы по строительству заводов по сжижению газа и выходу на международные рынки.
В таблице представлена информация о планах российских компаний по строительству заводов по сжижению газа.
География весьма обширна: Ленинградская обл., п-ов Ямал, Приморье и о. Сахалин. Примечательно, что и «Газпром», и «Роснефть» заговорили о новых планах по строительству своих СПГ-заводов только в 2013 г., в то время как «Новатэк»
Планируемые заводы по сжижению газа в России
Проект Оператор Ном. мощность, млн т в год Сроки запуска
«Сахалин-2» СПГ «Газпром» 9.6 Уже запущен
«Владивосток» СПГ «Газпром»/иностранные инвесторы (до 49%) 10.0 2018, выход на полную мощность - 2020
Первая линия на 5 млн т
Дальневосточный СПГ «Роснефть»/Еххоп Mobil 10.0 в год - 2018, полная мощность - обсуждается
«Ямал СПГ» «Новатэк», Total and CNPC 16.5 2016, выход на полную мощность - 2018
Балтийский СПГ «Газпром»/иностранные инвесторы (до 49%) 10.0 Первая линия на 5 млн т в год - 2018, полная мощность - обсуждается
Источник: данные компаний, СМИ.
запланировал проект «Ямал СПГ» уже достаточно давно и скоро предполагает приступить к его реализации. Именно в 2013 г. ожидается, что правительство окончательно узаконит либерализацию экспорта сжиженного газа, а значит, и «Роснефть», и «Новатэк» смогут реализовывать свой СПГ зарубежным покупателям напрямую, минуя «Газпром». Безусловно, речь идет только о либерализации экспорта СПГ, об отмене монополии «Газпрома» на трубопроводный экспорт речи не идет.
В то же время планы по строительству новых заводов сжиженного газа нельзя назвать окончательными, продуманными и согласованными. Так, строительство еще одного завода на о. Сахалин компанией «Роснефть» ставит под сомнение обеспечение этого проекта газом, с учетом потребностей самого о. Сахалин в свете планов его газификации (сейчас уровень газификации Сахалина - всего 10%). Так, Минэнерго прогнозирует рост добычи газа на Сахалине до 47 млрд м3 в год к 2020 г. Существующий завод СПГ («Сахалин-2») потребляет 14 млрд м3 в год, при этом Shell настаивает на его расширении до 15 млн т СПГ в год (21 млрд м3).
Другой газпромовский завод СПГ во Владивостоке будет потреблять еще 14 млрд м3 сахалинского газа в год. Завод «Роснефти» с первой очередью будет нуждаться в 7 млрд м3 в год. Итого - 42 млрд м3 без учета внутренних потребностей
Сахалина. Маловато... Особенно если учесть, что цифры по добыче пока только плановые, а не подтвержденные. Более того, строительство двух заводов СПГ вблизи друг от друга (завод «Роснефти» на Сахалине и «Газпрома» во Владивостоке) вызывает вопросы об их целесообразности, так как оба проекта очевидно ориентированы на рынки АТР. Это означает, что, во-первых, они будут конкурировать между собой (а нужно ли это России?), во-вторых, с традиционными поставщиками СПГ в АТР (Катар, Австралия, Малайзия и т.д.) конкуренция также будет жесткой, даже с учетом ожидаемого роста рынка СПГ в АТР. И это не говоря об уже функционирующем заводе «Газпрома» «Сахалин-2», а также проекте «Ямал СПГ», который также ориентирован в том числе и на рынки АТР, что многократно подтверждала компания «Новатэк».
Да, с одной стороны, компании вряд ли начнут СПГ-про-екты, не заключив контракты с потребителями: строительство - дело весьма дорогостоящее, продолжительное по времени и с длинными сроками окупаемости. Однако в последнее время растет роль спотовой торговли сжиженным газом, в том числе на рынках АТР, что влечет за собой риски затоваривания и серьезного падения цен.
В этой связи было бы разумнее, если бы государство более трезво оценило желания компаний входить в рынок СПГ, с учетом их конкурентоспособности, а также риска возможного эффекта каннибализации уже существующих заводов (впрочем, он в России пока только один).
Другой проект «Газпрома» - Балтийский СПГ, пока единственный отечественный проект, целиком направленный на рынки Европы («Ямал СПГ» ориентирован как на европейское, так и на азиатское направления экспорта). Однако он также не может не вызывать вопросов, с учетом уже построенного газопровода «Северный поток», а также планов по строительству трубы «Южный поток» и возможного расширения трубы Ямал - Европа. Учитывая, прямо скажем, не впечатляющую динамику потребления российского газа Европой в последнее время и неоднозначные перспективы роста спроса на газ «Газпрома» среди европейских потребителей, не пытается ли «Газпром» угнаться за двумя зайцами -
и преуспеть в экспорте СПГ, и увеличить мощности для трубопроводного экспорта? Иными словами, здесь опять налицо риск взаимной конкуренции и возможной каннибали-зации между несколькими крупномасштабными инвестиционными проектами «Газпрома».
Заключение
Итак, подведем итоги. Газовая индустрия России сталкивается с серьзными проблемами на мировых рынках, а также претерпевает серьезные изменения внутри страны. Если ранее внутренний рынок газа функционировал согласно консервативной модели «"Газпром" - регулируемые тарифы», то сегодня мы наблюдаем на нем активную экспансию «независимых» игроков - «Новатэка» и «Роснефти». Следствие -растущая доля продаж газа внутри страны по прямым двусторонним договорам, где цена не определяется регулятором, а достигается в процессе переговоров - то, что всего несколько лет назад казалось абсурдом. С точки зрения налоговой нагрузки газовый бизнес сегодня выигрывает от более щадящего режима в сравнении с нефтяниками, однако правительство продолжает совершенствовать законодательную базу (яркий пример - практически уже утвержденная формула для расчета НДПИ на газ).
Перспективы «Газпрома» - единственного на сегодняшний день экспортера российского газа, на рынках Европы отнюдь не оптимистичны. Не за горами то время, когда США превратится в нетто-экспортера газа, построит достаточное количество заводов СПГ, и на рынки Европы хлынет волна американского сжиженного газа, тесня и без того пошатнувшиеся позиции российского. Безусловно, все будет зависеть от ситуации на рынках АТР, которые могут поглотить часть объемов американского газа. Ясно одно: «Газпрому» необходимо сфокусироваться на странах с растущей экономикой, например Турции (второй по величине импортер российского газа после Германии), или Польше. В то же время компании придется столкнуться с ужесточающейся конкуренцией на рынках Европы, и чтобы не потерять объемы, у «Газпрома» нет другого выхода, кроме как перейти на более гибкую политику ценообразования, которую ожидают большинство потребителей в Европе.
Азиатское направление, до сих пор не развитое в нашей стране, представляет собой очень привлекательную возможность как для «Газпрома», так и для российских поставщиков СПГ. Однако все упирается в необходимость договориться о цене экспорта с Китаем (в переговорах «Газпром» апеллирует к давней практике привязки цены на газ к мировым ценам на нефть с лагом, в то время как Китай настаивает на привязке цены к спотовым ценам на газ Henry Hub в США, которые сегодня в 5,5(!) раз ниже спотовых цен на СПГ в АТР, ив 3 раза ниже спотовой цены на газ в Европе).
Цена экспорта в Китай - ключевой параметр как для перспектив российского экспорта газа, так и для экономической целесообразности Восточной газовой программы «Газпрома», оцениваемой на уровне почти 70 млрд долл. Не следует также забывать, что Китай далеко не беспомощен - трубопроводному экспорту «Газпрома» приходится конкурировать с газом из Туркменистана, а также с поставками сжиженного газа, на который приходится половина импорта газа в Китае.
Хотя Россия - ключевой игрок на мировом рынке газа с крупнейшими в мире запасами (правда, британская BP в своем последнем обзоре мировой энергетики подвинула Россию на второе место после Ирана по запасам газа), роль РФ на динамично развивающемся рынке СПГ более чем скромна - работает только один завод по сжижению газа на Сахалине. Планы правительства по либерализации экспорта СПГ активизировали планы российских нефтегазовых компаний по строительству заводов СПГ, однако в своем большинстве пока эти планы слишком сырые, и государству необходимо более разумно и взвешенно их оценить. Бесспорно, Россия должна занять достойное место на этом динамичном и перспективном рынке, и уверенно можно говорить, что у нашей богатой углеводородными ресурсами страны есть все для этого необходимое.
