Автореферат (Развитие российского газового сектора в условиях формирования общего рынка газа ЕАЭС), страница 6

Сегодня они сопряжены со значительным риском в частицены и годовых объемов, поэтому наш прогноз до 2025 г. предполагает постепенноезавершение контрактных взаимоотношений с Туркменистаном и Узбекистаном.Ожидания по росту добычи в Казахстане и реализации проектов газификации приведутк незначительному сокращению импортных поставок из Узбекистана. В результатеобъем импорта газа ЕАЭС снизится с 44 млрд куб. м в 2015 г.

до 40 млрд куб. м в 2025 г.за счет сокращения импортных поставок из третьих стран.Прогнозирование спроса на газ в странах – членах ЕАЭС проводилось наоснове предпосылок их экономического развития и реализации общего потенциалаэнергоэффективности конечных потребителей газа. Российская Федерация не толькокрупнейший потребитель газа в ЕАЭС, но и основная платформа сбыта собственногогаза – спрос внутреннего рынка покрывает 68% добычи. Так как ключевым конечнымпотребителем в России выступает электроэнергетика (51%), спрос на газ здесь будетопределяться исходя из прогнозной динамики ввода теплоэлектростанций на газе. Поданным проекта Энергетической стратегии РФ до 2035 г., выработка электроэнергии19на ТЭС с 2015 г.

вырастет на 9–12% к 2025 г. Это приведет к повышению спроса на газв России на 7% до 470 млрд куб. м. в 2025 г.Беларусь занимает второе место по объемам потребления газа в евразийскомпространстве. Тем не менее, возможности по наращиванию внутреннего потреблениягаза в стране практически исчерпаны. Это связано с крайне высоким уровнемгазификации: на данный момент 99% городского населения и 96% городских поселковобеспечены газом. Кроме того, будучи чистым импортером газа, Белоруссиязаинтересована в повышении энергоэффективности промышленности. По нашимоценкам, спрос на газ в стране снизится до 16,8 млрд куб.

м в 2017 г., после чеговырастет до 18,6 млрд куб. м в 2025 г. По причине отсутствия альтернативныхпоставщиков Россия будет покрывать 99,8% спроса на газ в Беларуси.Что касается Армении, сегодня Газпром полностью контролирует направленияпоставок газа страны: 82% импорта составляет российский газ, поступающий потрубопроводу через Грузию. Дальнейшая динамика потребления газа Арменией вомногом будет зависеть от инвестиционной активности России в областигазотранспортной инфраструктуры, газификации регионов и от выбранной в рамкахЕАЭС методики ценообразования.

В текущих условиях ожидается, что спрос на газАрмении к 2025 г. вырастет на 40% относительно 2015 г. до 3,8 млрд куб. м.Внутреннее потребление газа в Киргизии, несмотря на крайне низкие объемы(0,3 млрд куб. м в год), имеет предпосылки для роста. В связи с прекращением поставокгаза Узбекистаном в южные регионы сразу после приобретения Газпромом ГТСКиргизии в апреле 2014 г., Россия взяла на себя обязательства по снабжению газомсоответствующих территорий.

Увеличение потребления газа будет полностьюобеспечиваться российскими ресурсами. По нашим оценкам, объемы потребления газаКиргизией будут расти соразмерно темпам изменения ВВП и к 2025 г. достигнут0,44 млрд куб. м.Подводя итоги анализа потребления газа на территории Евразийскогоэкономического пространства, стоит отметить, что в дальнейшем на Россию придется81% роста спроса общего рынка, но наиболее динамичный прирост покажут Казахстан,Армения и Киргизия, в результате чего к 2025 г.

доля России в общем объеме спроса нагаз сократится до 92%.Единственным экспортером газа в европейском направлении среди стран ЕАЭСявляется Россия. С 2010 г. динамика поставок Газпрома отличалась высокойволатильностью, находясь в коридоре от 108 до 180 млрд куб. м. 2016 год сталрекордным с точки зрения объемов поставок газа в Европу в свете изменившейсяценовой конъюнктуры мировой энергетики. Текущая и прогнозная динамика цен нанефть позволяют сделать вывод о том, что экспорт российского трубопроводного газав Европу с 2017 г.

будет снижаться в среднем на 2,4% в год, после 2020 г. падениезамедлится до 0,1%. За прогнозный период с рынка уйдет 17,3 млрд куб. м.20С 2018 г. потери будут компенсироваться растущим экспортом СПГ и выходомтрубопроводного газа в Восточный регион.

Основной прирост экспорта российскогогаза в третьи страны произойдет за горизонтом 2020 г. и к 2025 г. достигнет 304 млрдкуб. м. Экспорт газа из Казахстана в страны ЕАЭС останется на стабильной отметке в11 млрд куб. м в год вплоть до 2025 г. из-за отсутствия дополнительной потребности восновных странах-импортерах в лице России и Киргизии.100806877096896916066369270171371772273575376978280582490080070060040500204001600-205-4-14-16-28-40300200-10100-22-320-60-80687709689691663692701-700717733750767775783792800808-100-800-9002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Добыча ЕАЭСЭкспорт в ЕАЭСИмпорт стран – членов ЕАЭСЭкспорт в третьи страныИмпорт из третьих странПотребление ЕАЭСДифференциал предложения к спросу (ЛШ)Рисунок 6.

Индикативный прогнозный баланс газа стран – членов ЕАЭСИсточник: рассчитано автором по: Презентация Проекта Генеральной схемы развитиягазовой отрасли на период до 2035 года от 25 октября 2015 г. // сайт Министерстваэнергетики Российской Федерации. – М.: Минэнерго РФ, 2015. – Режим доступа:http://minenergo.gov.ru/sites/default/files/2016-0705_Korrektirovka_generalnyh_shem_razvitiya_neftyanoy_i_gazovoy_otrasley_na_period_do_2035_goda.pdfГоворя о балансе газа ЕАЭС, стоит отметить, что рост спроса внутренних рынковстран – членов сообщества в среднем на 0,8% в год будет существенно ограничиватьих целевой уровень добычи, установленный на основе энергетических стратегийгосударств и прогнозов специализированных компаний и агентств.

К 2020 г. 4,2%добычи газа ЕАЭС (32 млрд куб. м) не будет иметь рынка сбыта (Рисунок 6.Индикативный прогнозный баланс газа стран – членов ЕАЭСРисунок 6). Только ближек 2025 г. в связи с расширением экспорта в восточном направлении потребуетсявовлечение дополнительных производственных мощностей.Таким образом, до 2025 г. нужно выработать механизмы стимулирования спросана внутреннем рынке ЕАЭС и обеспечения конкурентоспособности на внешнихрынках. Стоит отметить, что возможные регуляторные развилки в части организации21общего газового рынка ЕАЭС могут существенно повлиять на потенциальный объемвнутреннего потребления и торговые потоки стран, поэтому необходимо учитыватьнесколько возможных сценариев дальнейшего развития.Шестой блок вопросов посвящен формированию регуляторных развилоки сценариев развития общего рынка газа ЕАЭС с обоснованием оптимального;также определены выгоды и потери России от перехода к выбранной моделиобщего рынка газа.

На базе проведенного анализа текущего положения газовыхрынков, отношений в газовой сфере партнеров по ЕАЭС и международного опытаформирования межгосударственных газовых рынков были сформулированырегуляторные развилки в отношении ценообразования и развития биржи,регулирования ГТС и системы ПХГ, транспортных тарифов, экспорта. Данныеразвилки позволили определить три сценария развития общего рынка газа ЕАЭС:инерционный («монополия»), переходный и инновационный («либерализация»)(Рисунок 7).ИнерционныйПереходныйИнновационныйЦенообразованиеСохранение верхнейи нижней границыОтмена нижнейграницы, экспортныйнетбэкБиржевой индикативв долгосрочныхконтрактахРазвитие биржиСохранениеограничений дляГазпромаСнятие ограниченийСоздание независимоготоргового оператораГТС и ПХГМонополия ГазпромаЮридическоевыделениеПолное выделениеактивов ГазпромаТранспортныетарифыРегулируютсяГазпромомРаскрытие механизмовформирования тарифаНезависимыйтранспортный операторЭкспортМонополия ГазпромаЭкспортные квоты дляНПГЕдиный экспортныйоператорРисунок 7.

Ключевые регуляторные развилки по сценариям общего рынка газа ЕАЭСИсточник: составлено авторомДля построения модели рынка газа мы просчитали соответствующие сценарииценообразования на внутреннем рынке газа России. Данные сценарии позволяют нетолько оценить интересы и выгоды участников внутреннего рынка, но итранспонировать изменения цен на партнеров по ЕАЭС, которые импортируютроссийский газ.Инерционный сценарий предполагает сохранение текущей модели рынка стран– членов ЕАЭС, при этом вышеперечисленные составляющие будут регулироватьсянациональными государственными органами в отсутствие наднациональногорегулятора.

Реализация данного сценария обеспечит относительно низкую степеньинтеграции партнеров, объем взаимной торговли газом будет стагнировать иувеличится с 33 млрд куб. м в 2015 г. до 35,4 млрд куб. м к 2025 г. за счет базовогороста экономик стран. Основные проблемы данного сценария будут связаны смеханизмом ценообразования. Сохранение ручного регулирования цен на газ с их22ежегодной индексацией в пределах инфляции в России будет стимулироватьмодернизацию основных средств потребителей, поэтому потребление до 2025 г. будетв коридоре 440–470 млрд куб.

м.Без экономически обоснованного механизма ценообразования и системногопредставления о функционировании общего рынка газа страны – участницы ЕАЭСбудут искать взаимовыгодные условия, продолжатся активные споры и переговоры поповоду справедливого уровня цен, что создаст риск сдвига срока реализации смежныхинфраструктурных проектов, манипулирования ценами и тарифами в других отрасляхдля усиления переговорной позиции по поводу цен на газ.На внутреннем рынке России НПГ продолжат вытеснять Газпром за счетвозможности предоставления скидки к регулируемой цене. С другой стороны, нанезависимых производителей газа будут постепенно ложиться обязательства погазификации регионов. В результате эти факторы будут оказывать негативный эффектна выручку всех производителей.Дальнейшее отсутствие допуска НПГ к трубопроводному экспорту будетограничивать реализацию мощностей по добыче; расширение сбыта независимыхпроизводителей будет происходить за счет ценовой конкуренции в премиальныхрегионах и запуска проекта «Ямал СПГ» (реализация проекта «Дальневосточный СПГ»Роснефти до 2025 г.

маловероятна). Как следствие, доходы государства будут растиумеренно, до 2020 г. экспортная ниша будет сужаться, что в основном связано сожиданиями прохождения пика потребления газа в Европе. Рост бюджетныхпоступлений, вероятно, произойдет после запуска восточных трубопроводныхпроектов с 2022 г., но окупаемость инвестиций Газпрома в газотранспортныемощности будет под сомнением с учетом прогнозной ценовой конъюнктуры.Ценообразование на газ в прочих странах ЕАЭС останется непрозрачным.Параметры формирования контрактных цен в Армении по сделкам с Газпромом неразглашаются. Порядка 40% конечной стоимости формируется за счет транспортноготарифа и прочих сборов на территории Армении, что экономически необоснованно, авыручка от продажи газа фактически передается из одного дочернего предприятияГазпрома («Газпром Армения») в другое («Газпром экспорт»).По нашим оценкам, цена российского газа на границе России с Беларусью винерционном сценарии вырастет с 152 долл./тыс.