Статья: Газовая составляющая энергетической безопасности России

Для повышения энергетической эффективности прогнозируется к 2035 г. снижение на 40% уровня электроемкости ВВП и на 50% - энергоемкости (от уровня 2010 г.). В то же время ориентир «энергетическая эффективность» расширен за рамки базовой ориентации исключительно на энергосбережение.

В сфере повышения экономической эффективности предлагается переход от максимизации исключительно бюджетных доходов от деятельности ТЭК к максимизации общеэкономического эффекта с учетом косвенных мультипликативных эффектов от его функционирования.

Несмотря на то что ЭС-2035 должна была вступить в силу еще в мае 2014 г., на данный момент она еще не утверждена, хотя работа над ее проектом активно ведется.

2. Основные угрозы в сфере газовой составляющей энергетической безопасности России и меры по их нейтрализации

Для более целостного восприятия и оценки современных тенденций в сфере газового бизнеса считаем целесообразным, прежде всего обратить внимание на три работы по данной тематике. Во-первых, с позиции анализа истоков формирования и противоречий развития современной российской газовой отрасли безусловный интерес представляет монография [Правосудов, 2017]. Во-вторых, пониманию конкретных механизмов функционирования международных газовых рынков в значительной степени будет способствовать изучение учебника [Международный бизнес ..., 2016]. Впервые в отечественной литературе последних десятилетий в нем систематизирован материал по всему комплексу вопросов, связанных с международным бизнесом и торговлей в отраслях нефтегазового комплекса, включая газовую составляющую. В-третьих, геополитический срез газового бизнеса, без осмысления которого невозможно разобраться в хитросплетениях международных отношений в газовой сфере, системно представлен в исследовании [Мотяшов, 2017].

В настоящее время из всех видов экспортируемых Россией горючих ископа- емыхК горючим ископаемым относятся: угли и сланцы, нефть, природный газ, торф, горючие сланцы, природные битумы. только поставки природного газа сталкиваются с серьезными проблемами, анализ которых проводится в данном разделе статьи. К основным проблемам и угрозам энергетической безопасности РФ в газовой сфере можно отнести следующие:

— обострение борьбы за либерализацию транспортировки российского газа как внутри России, так и за рубежом;

— либерализация ценообразования на газ в процессе формирования мирового газового рынка и усиление энерго-политических угроз в отношении экспортных поставок российского газа со стороны Европы и США;

— рост и перспективы экспансии добычи сланцевого газа и промышленное внедрение новых революционных технологий для разработки нетрадиционных углеводородных источников.

К факторам структурных изменений в отраслях нефтегазового бизнеса следует отнести усиление роли газовой составляющей в балансе добычи и потребления углеводородного сырья в условиях распространения технологий сжиженного газа [Чернова, Разманова, 2017].

На данный момент на территории России работают два завода по производству сжиженного природного газа (СПГ). Первый завод СПГ, производительностью 10,5 млн. т ежегодно, был построен компанией Sakhalin Energy в 2009 г. в рамках соглашения о разделе продукции - «Сахалин-2», и контроль над ним принадлежит ПАО «Газпром». Второй завод был запущен в рамках проекта «Ямал СПГ», ведущим оператором проекта является ПАО «Новатэк». Первая линия завода «Ямал СПГ» (5,5 млн. т) была введена в эксплуатацию в декабре 2017 г. (проектная мощность завода в целом составит 16,5 млн. т). Комплексный анализ функционирования СПГ-индустрии представлен в работе [Майорец, Симонов, 2013].

При либерализации газового рынка центральным вектором для Европы всегда была проблема снижения цен на российский газ. Особенно она обострилась в результате роста нефтяных котировок в преддверие кризиса 2008 г., к которым были привязаны контрактные цены на экспорт газа из России, что сделало данный газ едва ли не самым дорогим в Европе. Разразившийся в 2008 г. кризис на фоне пиковых значений газовых цен (407,3 долл. за тыс. куб. м) привел к резкому падению в Европе спроса на газ и замещению его в электрогенерации углемКак следствие рентабельности газовой генерации резко упали спарк-спреды (разность между оптовой ценой единицы электроэнергии и ценой определенного количества природного газа, необходимого для выработки этой единицы электроэнергии) с учетом квот на выбросы в атмосферу - в Германии, Франции, Нидерландах и Бельгии они оказались ниже нуля. В Великобритании и Испании они также сильно уступали дарк-спредам (разность между оптовой ценой единицы электроэнергии и ценой определенного количества угля, необходимого для выработки этой единицы электроэнергии). В результате доля природного газа в структуре топливоснабжения электростанций 12 стран Западной Европы сократилась с 49,4% в 2010 г. до 36,4% в 2013 г. В ряде стран угольная генерация стала преобладать и в структуре вводимых мощностей: к концу 2012 г. мощность строящихся угольных ТЭС в Европе превысила мощности возводящихся ПГУ-ТЭС (Григорьев А., Фадеев А. Электроэнергетика Европы: уголь наносит ответный удар, вероятно, последний // ЭнергоРынок. 2015, №08 (133).. Возобновление роста цен на нефть после 2009 г. совпало с реформированием европейского газового рынка. У крупных потребителей появилась возможность покупать на основе спотовых контрактов более дешевый газ на хабах, где спред с ценами по долгосрочным поставкам с нефтяной привязкой иногда достигал 150 долл. за тыс. куб. м.

Таким образом, фактически сложились два способа ценообразования на природный газ:

1. Определение цены на газ через привязку ее к нефтяным котировкам, что было основой для заключения долгосрочных контрактов на условиях «бери или плати» (take or pay) при определенных ограничениях по возможности перепродажи газа.

2. Формирование цены в процессе спотовых продаж газа на хабах.

Первый способ, как правило, предполагает механизм фиксации цены на газ относительно других топливных субститутов с последующей индексацией ее в зависимости от изменения цен на конкурирующие нефть и нефтепродукты. В этом случае цена рассчитывается по следующей формуле:

P = P₀ + a₁ х b₁ х k₁ (Gasoil - Gasoil₀) + a₂ х b₂ х k₂ x

Х (Lowsulphurfueloil - Lowsulphurfueloil₀),

где Po - начальная цена газа; a1 и a2 - веса нефтепродуктов, причем a1 + a2 = 1;

b₁ и b₂ - коэффициенты перерасчета, учитывающие теплотворность топлива;

k₁ и k₂ - коэффициенты перерасчета, учитывающие транспортное плечо до точки продажи газа;

Gasoil - цена газойля до налогов и обязательных платежей; Lowsulphurfueloil - цена низкосернистого топочного мазута до налогов и обязательных платежей [Теория и практика..., 2016].

Специфика основных механизмов ценообразования на природный газ (индексация по цене на нефть, индексация по конкурирующим видам топлива, конкурентное ценообразование) на газовом рынке стран АТР показана в работе [Mironova, 2015].

Учитывая интересы европейских партнеров, Газпром с 2011 г. стал использовать скидочные коэффициенты в формулах контрактных цен, а также сделал первые попытки по постепенному отходу от привязки газовых цен к нефтяной составляющей. Так, в контракте с ENI была использована формула price cap, в соответствии с которой цены на газ с нефтяной привязкой могут отличаться от газовых цен хабов в пределах зафиксированного в контрактах процента.

Основными недостатками данного способа ценообразования являются его сильная зависимость от высокой волатильности нефтяных котировок и непрозрачность долгосрочных контрактов. Применяемые в них формульные коэффициенты - это коммерческая тайна партнеров, следствием чего стала существенная дифференциация цен на газ, поставляемый Газпромом в Европу. В результате в августе 2012 г. Еврокомиссия начала антимонопольное расследование против Газпрома по злоупотреблению доминирующем положением на рынках Центральной и Восточной Европы, а в апреле 2015 г. она приняла решение о возможном наложении штрафа на монополию в размере 10% от годовой выручки, составившей за 2015 г. 100,2 млрд. долл.

В том же 2015 г. контрактные цены Газпрома резко упали, отреагировав на начавшееся еще летом 2014 г. почти двукратное падение цен на нефть (реакция газовых цен на изменение нефтяных происходит с временным лагом 6-9 месяцев). Так, если в начале 2014 г. нефтяные котировки превышали 100 долл. за баррель, а средняя экспортная цена газпромовского газа в Европе (рис. 1) составила 380 долл. за тыс. куб. м, то в 2016 г. цена упала более чем в 2 раза.

Теперь Газпром в своих экспортных контрактах стал использовать различные системы ценообразования на газ - от традиционных, привязанных к корзине нефтепродуктов, до вариантов прямой привязки цен к споту или гибридной комбинации их привязок.

14 февраля 2017 г. Газпром пошел на существенные уступки Еврокомиссии, направив ей предложения по изменению своей контрактной политики. Главными из них были:

— снятие всех ограничений на перепродаже своего газа внутри Евросоюза;

— представление транспортной инфраструктуры для реэкспорта газа из Польши, Словакии и Венгрии в страны Прибалтики;

— привязка цен на газ для Болгарии, Польши и прибалтийских стран к ценам европейских хабов;

— введение в контракты со странами Прибалтики положения о возможности пересмотра цен и уменьшение сроков такого пересмотра;

— отказ Газпрома от требований компенсации с Болгарии за срыв строительства «Южного потока»«Газпром» уступил Европе: выгодно? // News 24. Мир. 14.03.2017.

Правильность этих мер подтверждается рекордным ростом экспорта газа в Европу в первые 8 месяцев 2017 г. и снятием ограничительных мер с фактически заблокированных до этого мощностей трубопровода OPAL (является наряду с NEL вторым магистральным ответвлением газопроводной системы «Северный поток»). Изменение загрузки европейских газопроводов представлено на рис. 2.

Рост спотовой торговли на газовых хабах в условиях диверсификации источников и способов поставки на них природного газа позволяет говорить о возникновении тенденции к формированию единого рынка природного газа в Европе. В работе [Теория и практика..., 2016, с. 150-153] на основе характеристики ряда газовых хабов приведены данные о корреляции между ценами на газ, между ценами на нефть и газ на этих газовых хабах, а также представлены показатели корреляции цен на газ и золото (табл. 4, 5, 6). Была поставлена задача исследовать гипотезу о формировании единого рыночного пространства как важнейшего результата либерализации европейского рынка природного газа. Для этого авторы проанализировали ежедневные котировки цен фьючерсных контрактов на поставку природного газа за период с сентября 2007 г. по апрель 2013 г. по газовым хабам, характеристика которых представлена в табл. 3.

С целью выявления степени взаимосвязи между рынками природного газа, энергоресурсов и финансов использовались котировки цен на фьючерсы на поставку нефти марок Brent и WTI, а также значения обменного курса долл./евро. Все исходные данные были приведены авторами в единую размерность - доллар за млн. британских тепловых единиц (БТЕ)Поскольку в среднем 1 барр. нефти = 5,8 млн БТЕ, то 1 млн БТЕ = 0,17 бар. нефти (1 : 5,8). Из соотношения цены нефти и природного газа с точки зрения их энергоемкости (теплотворной способности) следует, что цена газа в долл. за 1 млн БТЕ равна цене нефти в долл. за барр., умноженной на коэффициент перевода (К) 0,17. Например, при цене нефти в 50 долл./барр. «теплотворная» цена газа за 1 млн БТЕ = 8,5 долл. (50 х 0,17). Но поскольку пока считается, что ценность нефти несколько выше ценности газа, то при заключении долгосрочных контрактов на поставки СПГК, как правило, находится в диапазоне 0,12-0,16. Конечная формула цены на газ является коммерческой тайной, но с учетом себестоимости его производства, конъюнктуры спроса и предложения, затрат на логистику и т. д. контрактная цена на газ может сильно отличаться на разных газовых хабах. Например, в 2016 г. средняя импортная цена газа в Германии была 4,93 долл./млн БТЕ, в Великобритании (Heren NBP Index) 4,69 долл./млн БТЕ, в США (Henry Hub) 2,46 долл./млн БТЕ, Япония (CIF) 60,94 долл./млн БТЕ (BP Statistical Review of World Energy 2017 // BP Global. Media. Speeches. 13.07.2017.. Полученные данные о корреляции цен на анализируемых газовых хабах представлены в табл. 4.

Таблица 3

Источник: Теория и практика прогнозирования цен на энергоресурсы / под ред. Ю.Н. Линника, В.Я. Афанасьева, А.С. Казака. М.: ИНФРА-М, 2016. С. 151.

Таблица 4

Корреляция между ценами на газовых хабах