Глава 3. Современный этап развития зарубежных газовых рынков и проблемы экспорта российского природного газа

3.1. Формирование трансконтинентальных рынков природного газа

Поскольку, как показано в предыдущей главе, либерализация не была этапом естественной эволюции рынков газа, на основе выявленных в Главе 1 тенденций эволюции и концепции российских ученых об интеграции систем газоснабжения в транснациональные, была сформулирована гипотеза относительно дальнейшей эволюции газовых рынков.
Предполагается, что на 4 этапе эволюции формируются трансконтинентальные рынки. На наиболее развитых рынках добыча газа входит в стадию падающей, что при сохраняющемся росте спроса обуславливает необходимость увеличения импорта. Экспортные газопроводы, которые на 3 этапе соединяли две страны – экспортера и импортера, интегрируются в трансконтинентальные системы.

Рис. 15. Схема международной торговли газом
Источник: [59].
Эта гипотеза подтверждена анализом фактического развития рынков газа: в результате интеграции газотранспортных систем уже сформировался трансконтинентальный рынок газа на Северо-Американском континенте (включающий США, Канаду и Мексику), ЕС работает над созданием «Единого внутреннего рынка природного газа», лидером интеграционных процессов остается растущая ЕСГ бывшего СССР. После завершения создания газопроводных систем на евразийском пространстве, между Алжиром и Западной Европой, а также Россией и Китаем может сформироваться гигантский трансконтинентальный газовый рынок, охватывающий страны Европы, Азии и Северной Африки [16].
Одновременно идет быстрое развитие поставок СПГ, в том числе межконтинентальных и спотовых. В Азиатско-Тихоокеанском регионе возник целый региональный рынок на основе СПГ. Хотя доля СПГ в удовлетворении суммарного спроса на газ еще довольно мала — всего 6% от всего реализуемого в мире газа и 27% от газа, который пересекает государственные границы, тем не менее объемы мировой торговли СПГ постоянно растут высокими темпами [105].

Рис. 16. Мировая торговля природным газом, 1983-2000 гг.
Источник: [62].
Рост производства и мировой торговли СПГ в последние годы существенно опережает темпы развития добычи и потребления газа. В среднем прирост мировой торговли СПГ составлял 6-7% в год против 2-2,6% роста экспортных поставок газа по трубопроводам (см. рис. 16). Эта тенденция сохранится и в перспективе. Сложившаяся ситуация является следствием большого прогресса, достигнутого в сфере производства, морской транспортировки и использования СПГ. За последние десять лет удельные капитальные вложения в производство СПГ снизились в два раза, а стоимость танкеров большой грузоподъемности — на 50-60%. Кроме того, значительное влияние на рост потребления СПГ оказало стремление стран-импортеров к диверсификации поставок газа и либерализация рынка природного газа в целом.
Инвестиции в проекты, связанные с СПГ, не столь специфичны, как в сетевой газ, за счет возможности выбора направления поставок. СПГ может транспортироваться в танкерах, что предполагает большую гибкость по сравнению с трубопроводами. Причем если для расстояний до 2000 км затраты на транспортировку СПГ существенно выше, чем для газопроводов, то по мере увеличения расстояния СПГ становится более конкурентоспособным и на расстояниях более чем 4500 км становится более дешевым, чем сетевой газ [52, 111]. Прогнозируемый рост мирового потребления природного газа будет требовать обеспечения поставок новых газовых ресурсов. А поскольку большая чаcть запасов газа расположены далеко от мест концентрации его потребления, СПГ становится все более конкурентоспособным.
Пока, как и в сетевом газе, большая часть поставок осуществляется по долгосрочным контрактам. Но уже есть сведения о первых спотовых поставках (порядка 3% от всего рынка СПГ в 2002 г.). Некоторые эксперты полагают, что рост потребления СПГ будет сопровождаться изменением традиционной торговой схемы – от торговли, основывающейся исключительно на конкретном торговом направлении и долгосрочных контрактах, к увеличению краткосрочной торговли [105]. По словам Д. Ергина, «сжиженный газ будет перевозиться в танкерах, которые смогут изменять направление, реагируя на внезапные изменения спроса или цен» [113].
По мнению специалистов BP, «спотовый рынок СПГ начинает развиваться в основном благодаря сокращению издержек и дерегулированию рынков. В течение 2000 г. высокие цены в США привели к спотовым поставкам СПГ из таких отдаленных регионов как Алжир, Австралия, Нигерия, Оман и Катар. Малазийский СПГ достиг испанского рынка. Это означает, что национальные и даже региональные рынки не являются более изолированными или независимыми друг от друга. Торговля реагирует на региональные дефициты или избытки и осуществляет арбитраж за счет СПГ. Этот тренд сохранится поскольку осуществляются планы по расширению большинства СПГ-проектов, а новые схемы обсуждаются или уже находятся на стадии планирования в Иране, на Сахалине, в Йемене, Анголе, Венесуэлле и в Боливии» [62].
Пока, однако, эта тенденция развития не получила – в 2003 г. при высоких ценах на газ в США и странах ЕС, на большую часть свободных мощностей (которые предназначались для спотовых поставок) были заключены долгосрочные контракты. И это кажется обоснованным. Вложение капитала в СПГ требует не просто высоких цен (эти проекты эффективны при цене нефти не менее 20 $/баррель), но и устойчивости этих высоких цен в течение относительно длительного периода времени, необходимого для окупаемости капиталоемких проектов. Очевидно, что нестабильность цен крайне неблагоприятно влияет на долгосрочную экономическую эффективность этих инвестиций [61].
Итак, международная торговля сетевым и сжиженным газом растет быстрыми темпами — в последние 20 лет растет ежегодно примерно на 9% [62]. В настоящее время мировая торговля газом составляет 21% его добычи [59], т.е. природный газ наряду с нефтью становится важнейшим фактором интеграции мировой энергетики и формирования мирового энергетического рынка. Предпосылок такому развитию международной торговли газом несколько:
• Продолжается рост спроса на газ, играющий все более важную роль в мировом топливно-энергетическом балансе. Занимая всего 5% в извлекаемых прогнозных ресурсах органического топлива планеты, природный газ благодаря своим высоким качественным характеристикам уже обеспечивает 21% производства первичных энергетических ресурсов по сравнению с 10% в 1960 г. [15, C. 199], и по прогнозам его доля возрастет в ближайшие десятилетия до 24-26 % [30].
• На предыдущем этапе своего развития газовый рынок был ограничен региональными рамками, что объясняется экономическими условиями его транспортировки на сверхдальние расстояния. Главным фактором, препятствовавшим расширению международной торговли, была сложность транспортировки природного газа. Но это положение постепенно меняется. Важнейшую роль сыграло развитие технологий добычи и транспортировки газа, особенно на большие расстояния. Теперь стало возможным строительство газопроводов через горные районы и по дну морей. Резко сократилась стоимость поставки СПГ (от сжижения до транспортировки по морю и регазификации). В результате газ теперь может конкурировать на новых рынках.
Однако следует отметить, что речь пока не идет о формировании мирового рынка газа – несмотря на технический прогресс, высокая стоимость транспортировки является критическим фактором, препятствующим развитию единого рынка газа. В настоящее время основной объем межгосударственной торговли природным газом осуществляется на трех достаточно изолированных региональных рынках: в Европе (45%) и в Северной Америке (16%) с использованием трубопроводного транспорта, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе (17%) с использованием, в основном, танкерного флота [8, c. 10-11].
• На наиболее развитых газовых рынках – США, Великобритания, ЕС — добыча газа входит в стадию падающей, что при сохраняющемся росте спроса обуславливает необходимость наращивания импорта.
В результате развития международной торговли газом на газовых рынках усиливается конкуренция между внутренней добычей и поставками сжиженного и сетевого газа (см. рис. 17), что ведет к увеличению ценовых и объемных рисков производителей. Их минимизации способствуют активные процессы вертикальной интеграции и концентрации транснациональных компаний, которые стремятся получить контроль над всей цепочкой поставок – от добычи в странах-экспортерах до распределения на рынках конечного потребления. Такая политика обеспечивает аккумуляцию инвестиций, эффект масштаба, выход на конечные рынки с максимальной добавленной стоимостью и снижение рисков за счет диверсификации рынков и видов деятельности. То есть фундаментальная особенность отрасли – склонность к вертикальной интеграции — сохраняется, но уже на международном уровне.

Рис. 17. Четвертый этап эволюции рынков газа – формирование трансконтинентальных рынков
В настоящее время на мировом энергетическом поле действует много транснациональных компаний, которые имеют конкретное национальной происхождение и базирование, но действуют в основном за пределами своих государств. При этом для них характерна диверсификация экономической деятельности, которая распространяется практически на все сектора энергетики [16].
Либерализация дает компаниям возможность расширять свою деятельность за пределы национальных границ. Так, в ЕС после принятия Первой Газовой Директивы началась приватизация национальных компаний, различные части газовой цепочки поставок продаются и покупаются, компании объединяются для формирования альянсов, причем не внутри отдельных стран, а в масштабах всего европейского континента [81]. До момента начала действия Газовой Директивы национальное регулирование и государственная собственность в газовых компаниях не обеспечивали условий для создания пан-европейских газовых компаний. Как пишет Дж. Стерн (The Royal Institute of International Affairs): «Кажется очень вероятным, что в будущем на европейских рынках будет доминировать относительно небольшое число очень крупных компаний, занимающихся газовым бизнесом» [104]. Наиболее активно процесс интеграции идет в Германии, в Восточной и Центральной Европе. Так, Ruhrgas имеет лидирующие позиции на газовых рынках в государствах Балтии, имеет долю в газовой промышленности Швеции и Финляндии. Крупная немецкая энергетическая компания RWE выиграла приватизационный тендер и приобрела 97% чешской Transgas AS [23].
Интернационализации рынка природного газа в значительной мере способствует международное переплетение капиталов – создание смешанных компаний и международных консорциумов для совместной разработки газовых месторождений и строительства соответствующей инфраструктуры. Разработка газовых ресурсов в наиболее сложных условиях возможна при условии участия в ней компаний нескольких стран, что придает добыче международный характер [49, С.56].
Один из наиболее эффективных способов обеспечить гарантированный доступ к источникам сырья – прямые инвестиции иностранных компаний в разработку месторождений (например, на условиях СРП или концессии) и затем дальнейший маркетинг этого газа уже на правах его собственника. Этот процесс сейчас активно разворачивается, например, в Алжире, где государственная компания Sonatrach организует большое количество совместных предприятий с международными нефтегазовыми компаниями по совместной разработке конкретных месторождений и привлечению инвестиций для этих целей. Объявлено о создании совместных маркетинговых компаний по схеме производитель-производитель, производитель-ГРО, производитель-электростанция.
Итак, свободная конкуренция множества компаний довольно быстро приводит к тому, что на место прежних регулируемых национальных монополий приходят не-регулируемые вертикально-интегрированные транснациональные компании. То есть фундаментальная особенность отрасли – склонность к вертикальной интеграции — по-прежнему сохраняется, но уже действует не на национальном, а на международном уровне.
Помимо активной вертикальной интеграции в международном масштабе, снижению рисков на данном этапе по-прежнему способствуют долгосрочные контракты, цены в которых привязываются теперь уже к нескольким альтернативным видам топлива и к ценам спотовых рынков. Ввиду усиления конкуренции снижаются гарантии по объемам в контрактах типа «take-or-pay», что ведет к дальнейшему увеличению рисков, перекладываемых на производителей. А вследствие либерализации развиваются также краткосрочные контракты и финансовые инструменты, используемые для управления рисками. Таким образом, по мере развития газовых рынков увеличивается многообразие контрактных форм.
Еще одна новая тенденция — формирование трансконтинентальных газовых рынков начинает оформляться институционально. Европейская Комиссия работает над созданием «Единого внутреннего рынка природного газа ЕС», который включает 25 стран Европы. Идет разработка общих правил функционирования этого рынка (в первую очередь можно назвать Первую и Вторую Газовые Директивы и документы по гармонизации правил, принимаемые Мадридским Форумом), в 2003 г. началось создание единого органа, регулирующего газовую отрасль.
Возникновение новых проблем, связанных с участием в трансакциях многих сторон, порождают необходимость выработки правил их урегулирования. Наиболее острыми в данной ситуации становятся вопросы транзита, гарантий неприкосновенности инвестиций со стороны других государств и выработки универсальных правил торговли. Самый яркий пример такого подхода, помимо уже упоминавшегося «Единого рынка ЕС» — это Энергетическая Хартия, Договор к ней и связанные с ними документы.
Энергетическая Хартия — политическая декларация, подписанная в декабре 1991 г., которая первоначально замышлялась как средство развить дальше взаимодополняющие отношения в энергетической области между СССР, странами Центральной и Восточной Европы и Запада. В декабре 1994 г. Европейской Энергетической Хартии была придана юридически обязательная форма в виде Договора к Энергетической Хартии (ДЭХ), который с тех пор подписали 49 государств (включая все страны бывшего Советского Союза , Японию, Австралию и ЕС). Главной функцией ДЭХ было создание и совершенствование юридических рамок сотрудничества в энергетической области. Более того, ДЭХ является:
— первым юридически обязательным многосторонним соглашением о защите инвестиций;
— первым многосторонним соглашением, охватывающим как защиту инвестиций, так и торговлю;
— первым применением транзитных правил к энергетическим системам;
— первым многосторонним договором, предусматривающим юридически обязательное международное разрешение споров на многосторонней основе в качестве общего правила [13].
В любом случае, международная торговля газом на большие дистанции создает новые взаимоотношения и взаимозависимости между производителями и покупателями газа. Как отмечает Д. Ергин, «Возникает новый глобальный энергетический бизнес — природный газ. Это будет иметь долгосрочное воздействие на мировую экономику, принося новые возможности и риски, новые взаимозависимости и геополитические соглашения…» [113, С. 44].
Интеграция в единую систему выявленных в Главе 1 качественных и количественных признаков отдельных этапов, а также тенденций эволюции рынков газа, описанного в Главе 2 анализа либерализации и приведенного выше прогноза развития газовых рынков позволила сформировать усовершенствованную модель эволюции рынков газа (см. табл. 5). Данная модель систематизирует особенности основных этапов развития рынков газа, в том числе — с точки зрения эволюции рисков и способов их минимизации. В следующем разделе эта модель будет использована для анализа рисков, возникающих при экспорте российского газа на современном этапе развития газовых рынков.

3.2. Изменение условий экспорта российского газа в связи с трансформацией зарубежных рынков природного газа

По просьбе автора раздел № 3.2 «Изменение условий экспорта российского газа в связи с трансформацией зарубежных рынков природного газа» из главы № 3 «Современный этап развития зарубежных газовых рынков и проблемы экспорта российского природного газа» на сайте не публикуется.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

3.3. Предложения по совершенствованию российской стратегии экспорта газа

Складывающаяся ситуация на внешних рынках требует построения эффективной стратегии реагирования, которая должна предусматривать адаптацию российской экспортной стратегии к новым угрозам и рискам.
Поскольку речь идет не просто об изменении рыночной конъюнктуры, а о смене всего институционального устройства газового сектора, чисто рыночные методы по адаптации российской экспортной стратегии к происходящим изменениям на внешних рынках и минимизации возникающих рисков (совершенствование маркетинговой политики, хеджирование) оказываются в данной ситуации менее значимыми. Основную роль в снижении рисков, обусловленных либерализацией и глобализацией, для производителей газа должны играть меры, влияющие на формы взаимодействия хозяйственных единиц и организационную структуру отрасли. Они включают вмешательство на государственном уровне, а также действия по самоорганизации компаний (альянсы, вертикальная интеграция):
• В условиях активных процессов вертикальной интеграции и создания альянсов на Европейском рынке, а также его консолидации в рамках «Единого внутреннего рынка ЕС», представляется целесообразным сохранение вертикальной интеграции ОАО «Газпром» и единого экспортного канала как важнейших конкурентных преимуществ российской газовой отрасли на внешних рынках. При этом исключается конкуренция российских поставщиков между собой и практика продаж по демпинговым ценам, которая приводит к сокращению суммарной выручки.
Следует отметить, что организация экспорта газа за рубеж по единому каналу имеет успешные прецеденты за рубежом, например, у таких крупных экспортеров газа как Норвегия и Алжир. Так, Норвегии на этапе развития национального рынка требовалось привлечь зарубежные компании к работе на шельфе, поскольку они обладали как необходимым опытом, так и финансовыми ресурсами для этого. Одновременно остро стоял вопрос об обеспечении национальных интересов, поскольку в Норвегии нефть и газ воспринимаются как важнейшие составляющие национального богатства. Эти задачи удалось решить двояко – через создание и развитие национальных нефтегазовых компаний, с решающим участием государства (в частности, на определенном этапе этим компаниям было гарантировано участие в новых проектах в этой сфере) и через систему контроля за экспортом, в частности газа.
С 1986 г. по июнь 2001 г. Норвегия осуществляла сбыт газа через Комитет по проведению переговоров о сбыте газа (GFU) [46]. В комитет входили представители норвежских нефтегазовых компаний, в первую очередь, компании Statoil (председатель), Norsk Hydro и Saga Petroleum. Комитет отвечал за подготовку и проведение переговоров об экспорте норвежского газа вплоть до окончательного подписания контрактов, которые затем должны были утверждаться на уровне правительства и парламента. Таким образом, перед лицом импортеров газа (второй стороны контракта) выступал единый партнер в лице GFU.
Если компании, получившие государственные лицензии, могли договориться о более выгодной цене, договоры купли-продажи могли заключаться независимо от Комитета. Однако, после создания Комитета в 1986 г., ни одно соглашение о сбыте, заключенное без участия Комитета, не было реализовано. По мнению специалистов, сбыт норвежского газа через Комитет был наиболее эффективным способом организации рынка, поскольку обеспечивалась четкая концентрация со стороны спроса, а также координация между покупателями.
Очевидно, что возникала необходимость учета мнений и интересов нефтегазовых компаний, которые в соответствии с выданными им лицензиями занимались добычей газа, но не участвовали в GFU и тем самым в переговорах по экспорту газа. Для этого в 1993г. был образован «Комитет по поставкам газа» (GSC), в котором представлены все крупные производители газа и который был призван согласовывать вопросы разработки всех месторождений и использования мощностей газотранспортных систем. Эти предложения от GSC поступали в GFU и правительство.
Оба комитета имели совещательные функции, поскольку окончательные решения по данным ими предложениям принимали государственные органы. Но с практической точки зрения важно, что эти органы брали на себя работу по согласованию, на детальном профессиональном уровне, большого числа вопросов, с учетом интересов вовлеченных сторон.
Работа норвежской системы вызывала критику, особенно усилившуюся с началом либерализации рынка газа ЕС. Тем не менее эта система достаточно успешно работала в течение довольно продолжительного времени, и, что важно, не включала в себя грубых запретов и не вызывала серьезных обвинений в монополизме, полном огосударствлении экспорта, нарушении принятых международных обязательств (например, правил ВТО).
В 1992 г. Норвегия вошла в Соглашение о ЕЭР, согласно которому Европейская комиссия вправе принимать меры в связи с антиконкурентными действиями к странам ЕЭР, также как и к государствам-членам ЕС. ЕК утверждала, что Комитет вел переговоры с покупателями о сбыте природного газа от имени всех газодобывающих компаний Норвегии и, таким образом, устанавливал фиксированные цены, объемы и другие условия, что является «договором, который ограничивает конкуренцию между хозяйствующими субъектами». ЕК потребовала от Норвегии упразднить Комитет по проведению переговоров, и с 1 января 2002 г. это было выполнено. После отмены Комитета производители газа получили возможность самостоятельно продавать газ, и в этой связи все существующие контракты на продажу газа были заменены новыми соглашениями. При этом основная норвежская нефтегазовая компания Statoil (с преобладающей долей государства в капитале) приобрела право маркетинга как собственного газа, так и государственной доли во всех проектах на норвежском шельфе, что в совокупности дает ей право на продажу примерно двух третей экспортируемого страной газа. Таким образом, норвежское государство сохраняет и в новых условиях решающее влияние на экспорт газа.
В Канаде с начала 1970-ых гг. компания «TransCanada Pipelines Ltd.» (TCPL) обладала монополией на закупку газа у производителей и его транспортировку. При этом ее цены и тарифы полностью регулировались Национальным Энергетическим Советом. Экспортные цены на поставки газа в США регулировались на основе межправительственных соглашений.
В настоящее время в Канаде экспорт и импорт газа подлежат определенному регулированию со стороны НЭС. Экспорт может осуществляться в соответствии с краткосрочными разрешениями (на срок менее 2 лет) или долгосрочными (на срок до 25 лет) лицензиями. Краткосрочные разрешения легко получаются и стандартным образом продлеваются, а для получения долгосрочных лицензий необходимо заключение публичных слушаний НЭС, подтверждающее, что экспорт осуществляется в общественных интересах. В частности, речь идет о том, что планируемый экспорт не приведет к дефициту на внутреннем рынке, с учетом тенденций спроса и наращивания запасов газа.
• Для обеспечения гарантированного сбыта российского газа по стабильным ценам целесообразна вертикальная интеграция и образование стратегических альянсов с зарубежными энергетическими компаниями (например, с электроэнергетическими и нефтехимическими компаниями). Так, полезным было бы участие в совместных газо-энергетических проектах за рубежом, предусматривающих строительство, эксплуатацию и владение электростанциями, работающими на газе. При этом ОАО «Газпром» как совладелец электростанций получил бы два канала извлечения прибыли: за счет продажи газа электростанциям и за счет реализации выработанной этими электростанциями электроэнергии [41].
• В условиях «революционных» институциональных изменений на рынке ЕС, индуцированных правительствами входящих в него стран, необходимо вмешательство России на государственном уровне – развитие энергетической дипломатии в рамках диалога Россия-ЕС для получения инвестиций, а также гарантий сбыта и соблюдения контрактных условий. ЕС в любом случае заинтересован в обеспечении собственной энергетической безопасности, и это может стать основой для поиска конкретного механизма привлечения крупномасштабных инвестиций (например, путем привлечения средств зарубежных финансовых институтов под гарантии ЕБРР). Кроме того, в рамках Энергодиалога Россия-ЕС уже был достигнут определенный прогресс: Европейская Комиссия изменила свои формулировки относительно долгосрочных контрактов и их роли на европейском рынке. В соответствии с Второй Газовой Директивой «долгосрочные контракты будут продолжать оставаться важной частью газоснабжения государств-членов». Таким образом, ЕС подтвердил на законодательном уровне важность сохранения системы долгосрочных контрактов. Такое подтверждение является следствием достигнутого в рамках энергетического диалога между РФ и ЕС понимания о том, что «правовая среда, формируемая в контексте создания внутреннего газового рынка (ЕС — прим. авт.), будет обеспечивать продолжающееся существование таких контрактов» [10].
Европейская Комиссия приняла также аргументы российской стороны и изменила свои требования относительно контрктных статей, запрещающих реэкспорт российского газа. Если раньше представители ЕС настаивали на немедленном и безусловном исключении этих статей, то впоследствии они признали, что проблема территориальных ограничений крайне важна для России, поэтому необходимо найти ей экономическую альтернативу, и предоставили «Газпрому» определенное время на переговоры с покупателями [31, С. 15-17]. Таким образом, работа в этом направлении уже дала важные позитивные результаты и должна продолжаться.
• Глобализация газовых рынков является дополнительным стимулом для осуществления диверсификации направлений поставок российского газа, в первую очередь — в страны Северо-Восточной Азии для обеспечения стабильности в условиях ценовых колебаний на европейском рынке. При осуществлении такой политики Россия могла бы стать ядром формирования трансконтинентальной газоснабжающей системы, охватывающей большую часть Евроазиатского материка. Это позволило бы России не только использовать свое уникальное географическое положение и сформировавшуюся газотранспортную инфраструктуру, но и балансировать между различными рынками, направляя ресурсы в наиболее выгодных направлениях.
• В свете международных тенденций представляется актуальным анализ возможностей и экономической эффективности развития в России в долгосрочной перспективе производства СПГ, ориентированного в первую очередь на североамериканский рынок газа, но обеспечивающего при этом гибкость в выборе направления поставок.
Среди стран Атлантического бассейна, доступных для поставок СПГ из России, наиболее привлекательным рынком выглядит Северная Америка, в частности США, где прогнозируется быстрый рост спроса на газ при падении собственной добычи. В США уже возник дефицит поставок газа, и очень основные надежды возлагаются именно на поставки СПГ, в том числе и из России. По всем прогнозам спрос на газ в США должен существенно увеличиться. Так, прогнозируемый NPC [57] и EIA [81] объем потребления газа в 2025 г. варьируется в диапазоне от 734 до 958 млрд. м? по сравнению с 632 млрд. м? в 2002 г.
Однако объем потребления СПГ в США ограничен мощностями терминалов для регазификации. В настоящее время функционирует 4 таких терминала, и строительство новых связано с очень большими трудностями. Во-первых, в условиях либерализованного рынка и высокой волатильности цен компании опасаются финансировать эти проекты, во-вторых существуют очень высокие барьеры входа на этот рынок, связанные с неблагоприятным регулированием, трудностью размещения, общественным недовольством и озабоченностью экологической безопасностью. В разных сценариях предполагается строительство к 2020 г. от 4 до 9 новых терминалов.
Предполагается, что из соображений энергетической безопасности и необходимости диверсификации поставок США ограничат долю одного поставщика СПГ 30% суммарного импорта этого вида топлива. Кроме того, необходимо учитывать обострение конкуренции на рынке СПГ: многие страны уже осуществляют проекты строительства заводов по производству СПГ. Ряд стран – Венесуэла, Тринидад и Тобаго, Нигерия и т.д. расположены гораздо ближе к США, и выигрывают в затратах на транспортировку. Рассчитанные с учетом этих факторов возможные объемы российского экспорта СПГ на северо-американский рынок составляют 15-20 млрд. м? в 2010 г. и до 33-40 млрд. м? к 2020 г.
• Необходимо тщательное исследование эффективности реализации крупномасштабных инвестиционных проектов в газовой отрасли преимущественно экспортной ориентации (разработка запасов п-ва Ямал, Штокмановского месторождения) в условиях высоких ценовых рисков, увеличения затрат на привлечение инвестиций, прогнозируемого сокращения маржи и относительно высоких затрат на добычу и транспортировку по сравнению с конкурентами.
Расчеты, произведенные с помощью системы моделей ИНЭИ РАН, показывают, что в случае падения цен на европейском рынке роль адаптивных мероприятий мог бы сыграть реэкспорта более дешевого газа из стран Центральной Азии. В таблице 11 представлены производственно-финансовые показатели ОАО «Газпром» при базовой стратегии (предусмотривающей ускоренное освоение новых месторождений Надым-Пур-Тазовского района, ввод к 2010 г. Бованенковского месторождения на п-ве Ямал и к 2020 г. – Штокмановского месторождения) и импортно-ориентированной стратегии.
Расчеты сделаны для двух ценовых сценариев на европейском рынке – умеренного (95-105 $/тыс. м?), соответствующего медленным темпам либерализации газового рынка ЕС и низкого (85-90 $/тыс. м?) – при быстрой либерализации и развитии конкуренции «газ-газ». Очевидно, что падение экспортных цен на газ ведет к сокращению чистой прибыли, однако в импортно-ориентированной стратегии этот эффект менее значим, чем в базовой, что объясняется более низкими капиталовложениями при наращивании импорта (рис. 22).

Рис. 22. Соотношение объёмов капиталовложений для базовой стратегии и импортно-ориентированной стратегии (нарастающим итогом)

Рис. 23. Чистая прибыль в базовой и импортно-ориентированной стратегиях при низком ценовом сценарии
Как видно из рисунка 23, краткосрочное (в период до 2010 г.) привлечение газовых ресурсов Центрально-азиатских стран в случае падения цен на европейском рынке обеспечивает большую финансовую устойчивость ОАО «Газпром» в этот критический период [91, C. 143-147].
Следует отметить, что данные предложения находятся в русле основных положений «Энергетической Стратегии РФ до 2020 г.».

Таким образом, в данной главе сформулирована и подтверждена фактическими данными гипотеза относительно дальнейшего развития газовых рынков и наступления 4 этапа – транснациональных рынков газа, предложена усовершенствованная модель эволюции газовых рынков, определено влияние современного этапа эволюции на условия экспорта российского газа.
Развитие на четвертом этапе эволюции газовых рынков активных процессов глобализации, предоставляя, с одной стороны, новые возможности по развитию газового бизнеса и превращению России в центр евроазиатского газового рынка, с другой стороны способствует усилению конкуренции между поставщиками газа и увеличению перекладываемых на них в контрактах рисков. Кроме того, серьезную угрозу представляет либерализация основных экспортных рынков России.
Эти обстоятельства требуют учета в экспортной стратегии российской газовой отрасли. Предложенные в работе меры по совершенствованию российской экспортной политики направлены в первую очередь на адаптацию институциональной структуры отрасли к происходящим изменениям, а именно – на повышение ее устойчивости за счет вертикальной интеграции и концентрации экспорта в едином центре; уменьшение специфичности инвестиций за счет гибкости в выборе направления при производстве СПГ и за счет снижения капиталоемкости при привлечении газовых ресурсов Центральной Азии; уменьшение угрозы оппортунистического поведения контрагентов за счет диверсификации направлений поставок газа и обеспечение гарантий возврата инвестиций за счет сохранения долгосрочных контрактов при удачном взаимодействии на государственном уровне с ЕС.

Ссылки по теме:
Анализ либерализации зарубежных рынков природного газа
Введение
Глава 1
Глава 2
Глава 3
Заключение
Источники