Газовая отрасль ждет перемен

Вячеслав КУЛАГИН
Заведующий отделом развития энергетического комплекса мира и России ИНЭИ РАН
E-mail: vakulagin@yandex.ru

Дмитрий ГРУШЕВЕНКО
Старший научный сотрудник ИНЭИ РАН
E-mail: grushevenkod@gmail.com

Анна ГАЛКИНА
Старший научный сотрудник ИНЭИ РАН
E-mail: anne.galkina@gmail.com

Этап выживания и подъема завершается, что дальше?

Если экономику России представить в виде дерева, то газовая отрасль – его корни, которые дают воду и питательные элементы, одновременно отвечая за устойчивость. Газ лежит в основе энергобаланса – обеспечивает около половины всего энергопотребления и производства электроэнергии. Налоги с газовой отрасли являются одной из ключевых составляющих бюджетных поступлений, а в сложные времена сдерживание цен на газ позволяло поддерживать другие отрасли и население, несмотря на неплатежи.
От способности корневой системы далее успешно работать будет зависеть и состояние самого дерева. Сейчас мы находимся как раз в том моменте, когда необходимо принимать стратегические решения по дальнейшему функционированию газовой отрасли, чтобы не допустить огромных проблем в этом системообразующем сегменте.
Тридцатидвухлетний период функционирования с 1990 по 2022 гг. вполне можно назвать этапом выживания и подъема для газового бизнеса. В 90‑е и начале 2000‑х гг. газовикам необходимо было сохранить работоспособность в условиях тотальных неплатежей на внутреннем рынке и в странах ближайшего зарубежья, обвала реальных внутренних цен в кризисные периоды, проблем с поставками оборудования и материалов с отечественных промышленных предприятий. Работавшие в то время хорошо помнят оплату натуральными и зачастую не нужными товарами вместо денег, систему векселей со сроками погашения через несколько лет вместо реальных платежей, нехватку обычной бумаги и бензина для машин, без чего нельзя было даже выехать на работы. Но отрасль устояла и смогла найти возможности для развития – вводились новые месторождения, запускались экспортные проекты, расширялась ГТС. При этом газовики были одним из основных источников налоговых поступлений, параллельно выполняя социально значимые функции – инвестируя в развитие спорта и сооружение новых объектов, обеспечивая поддержку детских домов и т. д. Таким образом, в России сформировалась устойчивая модель работы газовой отрасли: ПАО «Газпром» получает дополнительные доходы на экспорте в Европу, которые создают основу для перекрестного субсидирования и обеспечения выполнения государственно значимых задач, а залогом успеха независимых производителей стали особые условия работы на внутреннем рынке.
Экспортная доходность позволяла ПАО «Газпром»:

• нести повышенную налоговую нагрузку;
• обеспечивать убыточные поставки социальным потребителям;
• обеспечивать неравномерность спроса (поддерживать добычные мощности с низкой загрузкой, ПХГ);
• инвестировать в газификацию;
• выполнять задачи территориального развития (строительство ГТС на востоке и т. д.);
• реализовывать социально значимые проекты, напрямую не связанные с газовой отраслью.

С 2023 г. начинается новый период работы, когда из созданной модели выпадает её ключевой элемент – прибыль от европейского экспорта по созданной и в значительной степени самортизированной инфраструктуре. Уже произошло сокращение поставок в Европу более чем в 3 раза, при этом звучат заявления от руководства ЕС о полном отказе от российского газа в ближайшее время. Стабилизируется постепенно и ценовая ситуация, что не позволяет надеяться на сохранение выручки при падающих объемах поставок.
Таким образом, в сравнении с предыдущими периодами, с одной стороны, прибыль от европейского экспорта резко сокращается, а с другой стороны с 2022 г. сильно увеличилась налоговая нагрузка. Как результат – уже c 2023 г. прибыль компании, ответственной за решение социальных задач газовой отрасли, уходит в отрицательную зону (рис. 1).

Не смогут отбалансировать действующую модель ни расширение экспорта СПГ, ни трубопроводные поставки в Китай. Новые проекты с ориентиром на восточное направление пока скорее требуют огромных затрат. Чтобы выйти на стабильную прибыль лет через 10–15, сегодня нужно много построить, а для этого требуются инвестиции. При этом экспорт СПГ со стороны независимых производителей вообще не встроен в описанную модель перекрестного субсидирования.
Чтобы определиться с форматом новой модели необходимо трезво оценить текущее состояние отрасли и имеющиеся ключевые вызовы.

Ключевые актуальные вызовы для газовой отрасли

Одним из основных вызовов для внутреннего газового рынка и отрасли является убыточность и низкодоходность поставок по отдельным категориям потребителей. Особенно это критично для компаний, у которых газ является основным видом деятельности. Понимая это, часть нефтяных компаний вообще предпочитают газовым бизнесом не заниматься, а продавать добываемый попутный газ на скважине. Причем ситуация постепенно ухудшается. Если еще 10 лет назад реализация газовых проектов позволяла получать рентабельность, сопоставимую с нефтяным бизнесом, то теперь она даже для независимых производителей снизилась до околонулевых отметок. И речь идет о компаниях, у которых нет повышенной налоговой нагрузки и есть возможность выбора привлекательных потребителей. Как показал 2022 г., экспортируя СПГ, можно получить чистую доходность кратно выше, чем на внутреннем рынке. Это порождает еще один вызов – коммерческие интересы подталкивают компании к решению любым способом переориентировать поставки с внутреннего рынка на экспорт, а если это не удастся, то совсем перестать заниматься самим газовым бизнесом. Результатом этого будет фактическое исчезновение конкуренции на внутреннем рынке.
Но и на внешнем рынке ситуация не однозначна. Экспортные цены 2022–2023 гг. выглядели более чем привлекательно, чтобы появилось много разговоров о необходимости запуска новых проектов для монетизации ресурсной базы. Но, говоря об экспортных перспективах, нужно осознавать новые реалии:
– речь уже не идет о поставках на соседний рынок, где российские компании являлись одними из самых конкурентоспособных по затратам, есть высокий диверсифицированный по покупателям платежеспособный спрос и в высокой степени готовности необходимая для транспортировки инфраструктура. Завоевать ниши на новых рынках будет сложнее, при этом в сегменте СПГ половина мирового рынка приходится на «недружественные» страны. Для второй же половины цена является жестким ограничением, и в случае её роста они готовы отказываться от газа, что наглядно было видно в 2022 г.;
– период «премиальных цен», вызванный резкой нехваткой российских поставок для ЕС, проходит.

И цены 2023 г. это наглядно показывают. Уже в течение ближайших нескольких лет рынок, напротив, может столкнуться со снижением котировок из-за переизбытка предложения, который будет формироваться по мере запуска новых СПГ-заводов по всему миру. Нельзя забывать и про период до обострения геополитической ситуации – в 2019–2020 гг., когда средние цены на газ в Нидерландах были 141 долл. за тыс. м3, а в АТР немногим выше.
Ситуация на внешних рынках приводит к формированию ещё одного вызова, связанного с риском недозагрузки и не окупаемости экспортных мощностей. При этом себестоимость экспортных поставок будет заметно выше, чем ранее. А это означает, что, даже в случае наращивания экспорта в перспективе, он не сможет быть гарантированным источником средств для перекрестного субсидирования.
Еще один вызов связан с планами по образованию общего рынка газа ЕАЭС. Вхождение в него в условиях перекосов и убыточности на внутреннем рынке может привести к набору негативных последствий, включая потерю потенциально возможных внешних доходов и распространение географии убыточных поставок за пределы России.
Таким образом, на всех направлениях сбыта есть свои проблемные точки. Тем временем идет естественный процесс исчерпания действующих месторождений, который требует от газовых компаний перехода на новые, более сложные проекты – удаленные от мест потребления, с большими глубинами залегания, многокомпонентным составом газа. Сразу несколько перспективных областей находится в шельфовых зонах. Всё это ведет к неизбежному росту производственных затрат.
Значительно усложняется ситуация в сегменте транспортировки газа по трубопроводам. Если еще недавно существенную часть финансирования ГТС мог обеспечить европейский экспорт, то теперь эти возможности резко сократились. Тем временем регулируемый внутренний тариф заморожен с 2015 г., а решение по дальнейшему регулированию так и не принято.
Еще одним вызовом является отсутствие регуляторных стимулов для обеспечения сезонной неравномерности поставок. Без них сложно обеспечить финансирование и коммерческую привлекательность решений, от которых зависит бесперебойность газоснабжения – системы ПХГ, резервирования добычи и т. д. А у потребителя вообще нет никаких стимулов оптимизировать своё потребление. При этом неравномерность поставок, особенно у ПАО «Газпром», достаточно высокая (рис. 2).

Одним из главных вызовов для газовой отрасли сегодня стала налоговая нагрузка. Для ПАО «Газпром» сохранение повышенных сборов до 2025 г. будет означать резкий рост долговых обязательств и отказ от многих инвестиционных планов. Становится не понятно, из каких средств будут оплачиваться поставленные государством задачи – газификация, развитие ГТС на востоке страны, реализация программ импортозамещения, переориентации поставок и т. д. В то время как отрасль теряет европейский рынок, и необходимы огромные инвестиции в перенаправление поставок, рост налоговой нагрузки становится для неё серьезным ударом.
В стране создан рынок, с которого большинство производителей стремятся сбежать, понимая проблемы внутри и возможности снаружи. Чтобы обеспечить устойчивое функционирование газовой отрасли и создать потенциал для дальнейшего развития, необходимо принятие решений по корректировке энергополитики. И временных возможностей для раскачки больше нет.

Направления корректировки энергополитики

Переход на новый этап развития газовой отрасли требует корректировки энергетической политики сразу по нескольким направлениям.
Трансформация налоговой политики. Одна из главных проблем отрасли – оторванность налоговой политики от реалий рынка и рассогласованность решений в области ценообразования и налогообложения. Плюсом применяемой системы можно назвать учет в НДПИ параметров сложности месторождений, что позволяет гибко формировать льготы для разрабатываемой ресурсной базы и избавляет от необходимости обсуждать отдельно условия реализации каждого проекта. Минус – совершенно расходящиеся с экспортной и внутренней доходностью налоговые сборы из-за постоянно пересматриваемых повышающих коэффициентов (уже ставший традиционным меняющийся Кгп, введенный в 2022 г. повышенные сборы до 2025 г.) и особых условий для газа, направляемого на производство СПГ. В результате нарушаются базовые принципы рентного налогообложения в части учета интересов государства и создания верных долгосрочных стимулов для бизнеса.
Для экспортеров СПГ, не входящих в группу «Газпром», на 2023–2025 гг. принято решение изымать сверхдоходы от экспорта СПГ через повышение ставки налога на прибыль (ввиду отсутствия платежей по непосредственно рентному налогу – НДПИ). Но практика распределения ресурсной ренты через налог на прибыль несет в себе скрытые риски – в случае появления в сегменте СПГ компаний с низкой социальной ответственностью, которые будут нацелены только на максимизацию прибыли, нельзя исключать попыток создать «промежуточные» точки прибыли за рубежом с минимизацией доходности и налоговых выплат на территории России.
Для устранения существующих дисбалансов целесообразно адаптировать налоговую политику к современным реалиям, для чего:

1. Установить базовый уровень НДПИ, отражающий сборы при поставках на внутренний рынок. При этом его размер и последующие изменения должны быть синхронизированы с ценовой политикой – если планируются высокие налоговые изъятия, то придется устанавливать соответствующие им сниженные цены, а если есть желание удерживать льготные цены, то не может быть и высоких налогов.
2. Налоговые сборы с экспортных поставок должны определяться по формульному принципу и коррелировать с доходностью экспорта с ориентиром на реальные цены продаж. Если доходность на экспорте выше внутренней, то должно быть понятное прописанное правило разделения дополнительной маржи между государством и экспортером. Если же на внешних рынках, с учетом затрат на транспортировку и таможенных платежей, доходность оказывается ниже внутренней, то и сборы для этих объемов должны снижаться.

Важно определиться с самой схемой налогообложения, а потом под неё выстроить правильную конфигурацию из доступных инструментов: НДПИ, экспортная пошлина, акцизы, налог на прибыль. Практика установления разноуровневого НДПИ в зависимости от доли экспортных поставок уже отработана в налоговом кодексе.
Построение предсказуемой и справедливой в части разделения рисков и прибыли системы налогообложения избавит регуляторов и законодателей от необходимости в ручном режиме фактически ежегодно переписывать налоговый кодекс и тратить огромное количество сил на проведение совещаний. Это также создаст предсказуемые условия работы для бизнеса.
Но, учитывая уже установленную налоговую нагрузку, газовая отрасль до согласования новых механизмов налоговых изъятий может не дожить. Поэтому первоочередной задачей является приведение к объективным реалиям действующего налогового кодекса в части повышенных изъятий до 2025 г., которые были установлены исходя из существенно более высоких ориентиров по объемам и ценам экспорта.
Запуск реальной конкуренции в отрасли. По состоянию на 2023 г. конкуренция в российской газовой отрасли на практике отсутствует. Независимые производители или продают газ «на скважине», не видя смысла в работе с конечными потребителями, или заключают контракты с наиболее привлекательными из них (для этого достаточно предложить небольшой дисконт к регулируемой цене), исходя из доходности, которая определяется точкой поставок, объемами и графиком потребления. Практически исчезла и допустимая разница между максимальным и минимальным уровнем оптовых цен на газ для продаж ПАО «Газпром», которая с 29% в 2009 г. снизилась до 2% к 2023 г.

В результате для производителей нет никаких стимулов оптимизировать свою деятельность и предлагать лучшие условия для потребителей – выручка от этого фактически не зависит. Аналогично и потребителю нет экономического смысла выравнивать режимы отбора, снижать нагрузку в пиковые часы и т. д. Но главное для всех – нет прозрачного индикатора цены, а регулирование по принципу «инфляция минус» с отставанием от роста затрат приведет рано или поздно к необходимости чувствительных решений по скачкообразному подъему цен.
Стоит отдать должное руководству АО «СПбМТСБ», которое при поддержке ФАС смогло за достаточно короткие сроки запустить торговлю газом на достаточно высоком организационном уровне. Но, несмотря на это, биржевая торговля пока объективный индикатор рынка показывать не в состоянии. В 2022 г. продажи газа на биржевых торгах составили 5,7 млрд м3 (менее 1,2% от всего потребления в стране), сократившись с максимального уровня в 2017 г. в 3,5 раза. Число активных участников торгов также сократилось с 86 в 2018 г. до 48 в 2022 г. При этом само наличие регулируемой цены предопределяет ориентир для краткосрочной торговли. А главное – ни у потребителей, ни у производителей почти нет интереса идти на биржу. Потребители имеют гарантированную государством цену и покупки дороже их не интересуют. Независимые производители могут выбрать привлекательного потребителя и заключить с ним контракт напрямую с понятным отбором на перспективу. ПАО «Газпром» продавать дешевле регулируемой цены не выгодно, когда все потребители, кто не заключил контракт с НПГ, и так придут к крупнейшему поставщику. В результате к бирже появляется только кратковременный интерес у потребителей – которые по какой‑то причине не смогли законтрактоваться, независимых производителей – если еще не заключены контракты на новые объемы, или отбор оказался ниже планов, и у ПАО «Газпром» – чаще, если есть потребность осуществить продажи внутри группы без учета регулируемой цены. Таким образом, АО «СПбМТСБ» предоставляет хорошие возможности для торговли газом в России, но эта опция – для конкурентного рынка, а его в стране нет. Предложения по принудительным продажам всех производителей на бирже не решат проблем конкуренции, а только создадут новые, из-за нескольких причин:
– у части производителей другая модель бизнеса, они не работают с конечными потребителями;
– у некоторых поставщиков почти все объемы законтрактованы и требования по продажам на торгах вступят в противоречие с договорами;
– резервирование объемов под биржевые торги, в случае не выборки, приведут к простою месторождений;
– если производителей заставят поставлять, то кто потребителей заставит покупать? Они просто не будут брать по ценам выше регулируемых. А цены ниже – это фактически новая искусственно созданная цена, не представляющая интерес для продавца. В результате регулируемая цена всё равно будет единственным ориентиром.

Очевидно, что биржевая торговля не должна быть основана на принуждении, она должна стать удобным инструментом, помогающим продавцу и покупателю найти друг друга. Но это будет возможно только когда в стране будут созданы нормальные рыночные условия. А до этого момента биржа будет хорошей, но малоиспользуемой опцией. При этом пока можно продолжить отрабатывать на площадке новые решения и инструменты, которые в полной мере станут востребованы позже.
Для построения полноценного рынка необходимо дерегулирование цен, которое лучше проводить поэтапно, начиная с тех сегментов, где уже созданы условия для конкуренции. Выделить это сегменты не сложно: в них доля независимых производителей уже больше 50% (это крупная промышленность), к ним относятся регионы вблизи мест добычи и центральной части ЕСГ. По мере дерегулирования конкуренция будет смещаться в следующие сегменты, которые и должны быть включены в очередной этап реформирования цен.
Дерегулирование цен будет полезно для всех участников рынка. ПАО «Газпром» получит возможность работать с более привлекательными потребителями. Для независимых производителей газа по мере выведения цен на рыночный уровень и исчезновения «перекресток» расширится география экономически рентабельных продаж. Потребители в одних случаях смогут получить более комфортные ценовые предложения, а в других – обосновать инвестиции в модернизацию. Но главный плюс будет у государства. Оно получит прозрачный индикатор цены и снимет с себя необходимость регулирования, которое сейчас осуществляется без учета реальной ситуации в отрасли – используемый подход «инфляция минус» никак не учитывает динамику затрат в освоение новых месторождений, налоговую нагрузку и др. факторы. Параллельно в энергетике появятся реальные стимулы для развития межтопливной конкуренции.
Адаптация регулируемого ценообразования к реалиям рынка. Конкурентное ценообразование – правильный рыночный ориентир. Но до него ещё нужно дойти, и на этом пути рядом с ним будет идти регулируемая цена, как минимум для некоторых категорий потребителей. В регулируемых ценах 2023 г. есть несколько проблем:
– недостаточный уровень цен для обеспечения приемлемой окупаемости поставок, что хорошо видно на примере ПАО «НОВАТЭК» и особенно ПАО «Газпром» – в большинстве регионов поставки или убыточные, или низкодоходные;
– перекрестное субсидирование между регионами и категориями потребителей;
– отсутствие сезонной составляющей, что делает по определению убыточной систему ПХГ и резервирования добычи, которые критически необходимы для обеспечения устойчивости энергоснабжения в зимний период.
Может ли и дальше регулируемое ценообразование быть ниже себестоимости, и цены на газ увеличиваться медленнее инфляции? Да, это возможно. Но для этого нужно, во‑первых, сдерживать налоговую нагрузку. Фактически государство должно отказаться от бюджетных поступлений в пользу низких цен. Во-вторых, придется сформировать обязательные требования по поставкам на внутренний рынок для компаний, у которых есть источники для перекрестного субсидирования. В результате все, кто не работает на экспорте, постепенно прекратят деятельность на внутреннем рынке, а для экспортеров придется сформировать систему разрешений, которая будет увязана с обязательствами по поставкам в России. Но этот путь не является оптимальным – государство лишится значительной части прямых доходов, потребители на низких ценах забудут такие слова как «энергоэффективность» и «модернизация», а отрасль и компании будут работать в условиях постоянных перекосов из-за волатильности внешних цен и перепадов объемов поставок.
Очевидно, что рациональное решение в регулировании ценообразования – это ориентир на обоснованные затраты, рассчитать которые не сложно – налоговая нагрузка известна, затраты компаний по сегментам есть в отчетности, а на транспорт – устанавливаются самим регулятором. В перспективе же хорошим ориентиром для регулируемых категорий будут также становиться дерегулируемые сегменты.
Правильным решением будет устранение всех видов перекрестного субсидирования в ценах и постепенное включение в них сезонной составляющей. Это позволит не только создать стимулы для обеспечения неравномерности поставок, но и подготовить потребителя к переходу на рыночное ценообразование, в котором неизбежно проявит себя сезонный фактор.
При необходимости поддержки отдельных социальных слоев разумным будет использование механизмов адресной компенсации, как это делается в транспортной отрасли, ЖКХ, или электроэнергетике.

Стимулирование межтопливной конкуренции. Искусственно сдерживаемые цены на газ вместе с перекрестным субсидированием искажают условия реальной межтопливной конкуренции. В результате складывается парадоксальная ситуация – газовые компании вынуждены газ поставлять на большие расстояния себе в убыток, в то время как местные источники энергии (солнечная энергетика на юге и т. д.) не могут вой­ти в зону конкурентоспособности. В нескольких регионах заявляется о необходимости снабжения многих населенных пунктов малым СПГ без роста цен, но как это будет делаться, если его себестоимость в десяток раз выше ранее потребляемого угля и средней цены трубопроводного газа в стране? Новые «перекрестки» явно не пойдут на пользу экономике, лучше выходить на прозрачные обоснованные цены, и главным фактором выбора источника энергии должна быть межтопливная конкуренция с учетом обоснованных преимуществ отдельных топлив (экологичность и пр.).
Трансформация экспортной политики. Естественная динамика развития рынков и геополитические условия предопределили выход на новый этап экспортной газовой политики России, в котором целесообразно опираться на следующие приоритеты:
Построение новой транспортной инфраструктуры для поставок на Восток. Ресурсная база, приближенная к новым рынкам сбыта, ограничена и необходима, в том числе, для развития восточных регионов страны. Поэтому для расширения экспорта необходимо задействовать арктические ресурсы. Учитывая высокую капиталоемкость новых проектов поставок и большое плечо транспортировки, важным условием для успешной реализации проектов будет способность продавать газ по ценам, близким к мировым, и наличие государственной поддержки, особенно на начальных этапах запуска.
Согласование планов по обеспечению газом внутреннего рынка и решений по реализации экспортных проектов. Это позволит как избежать дефицитов газа на перспективу, так и получать кумулятивные эффекты, когда одновременно с экспортными задачами решаются проблемы развития внутреннего газоснабжения.
Сохранение инфраструктурных возможностей для поставок в Европу в среднесрочной перспективе с принятием дальнейших решений после прохождения горячего этапа геополитической напряженности. Для европейских потребителей российский газ – самое привлекательное топливо, если смотреть на затраты и возможности по гибкости снабжения. А для российского экспорта европейский рынок – самый привлекательный из-за территориальной близости, имеющейся инфраструктуры и платежеспособного спроса.
Развитие экспорта СПГ с созданием стимулирующих механизмов для освоения новых территориально удаленных рынков. На коротких расстояниях, где можно «дотянуться трубой», по затратам выгоднее поставлять трубопроводный газ. Существенно выше от него и налоговые платежи (НДПИ, экспортная пошлина и т. д.). Поэтому для государства представляет интерес поддержка трубопроводного экспорта. Но СПГ открывает возможность выйти на новые рынки и дополнительно зарабатывать там. В этих условиях целесообразно запустить государственные механизмы стимулирования и поддержки поставок на удаленные рынки. Это могут быть, в частности, решения по грантам или государственному софинансированию проектов, которые будут обеспечивать импорт российского СПГ в третьих странах (регазификационные терминалы, газовые электростанции, объекты инфраструктуры), при условии, что заключаются контракты на поставку российского газа, а доля российских подрядчиков в строительстве сопутствующей инфраструктуры достигает не менее 50%.
Такие решения одновременно будут способствовать расширению мирового потребления газа и, при правильном подходе, могут стать частью комплексной государственной политической стратегии по работе с развивающимися странами.
Выстраивание экономически эффективной стратегии при работе на рынках Центральной Азии. Для государств Центральной Азии есть выбор: потребление газа внутри региона или его поставка в Китай. Таким образом, в перспективной региональной межгосударственной торговле цена китайских контрактов будет одним из ключевых индикаторов. При ценах несколько ниже даже нетто-­импортерам будет выгоднее закупить газ у других стран для внутреннего потребления, а собственный отправить на экспорт. Это нужно учитывать при обсуждении условий поставок. Из-за беспошлинного режима торговли в ЕАЭС, для российского бизнеса могут представлять интерес договоренности по сбыту газа в соседние страны и наращиванию из них экспорта в Китай. В случае справедливого разделения прибыли отсутствие экспортной пошлины компенсирует большие расстояния транспортировки. Но в долгосрочной перспективе Россия должна быть заинтересована выстраивать экспортные маршруты напрямую, что позволит не только увеличить прямые бюджетные поступления, но и на своей территории получать все мультипликативные эффекты. Для этого, учитывая сложность новых проектов, целесообразно предоставить им господдержку, например, дать временное освобождение от экспортной пошлины.
Кооперация с иностранными партнерами для обеспечения гибкости на мировом рынке. Для многих европейских партнеров ранее российский газ был основой поставок, поэтому для успешной работы с ними достаточно было понимать динамику потребления и договориться по ценовым условиям. В перспективе ситуация на глобальном рынке будет сильнее влиять на российский экспорт. При этом для российских поставок СПГ, особенно в ближайшее десятилетие, транспортное плечо в АТР во многом будет зависеть от погодных условий в зоне СМП. У стран Ближнего Востока есть хорошие возможности по переориентации поставок между восточным и западным направлениями, но не всегда есть для этого контрактная целесообразность. Стратегическое партнерство между производителями России и некоторых других стран позволило бы оптимизировать логистику экспорта и выбирать оптимальную конфигурацию выполнения портфельных обязательств, в зависимости от погодных условий и региональных перепадов спроса. Дополнительно это дало бы больше возможностей для продаж на краткосрочном рынке за счет повышения гибкости реакции на динамику потребления.
Необходимо учитывать еще один важный системообразующий фактор при построении модели рынка. Сейчас идет множество разговоров о либерализации экспорта газа. Неизбежно такие решения приведут к росту конкуренции российских поставщиков на внешних рынках и некоторому снижению цен, но главное даже не это. Есть простое правило – открытие границ возможно только в условия равнодоходности экспортных и внутренних поставок. Иначе все компании бросятся зарабатывать за границей, а внутренний рынок останется пустым. И это нужно четко понимать – или мы строим открытые прозрачные равнодоходные рынки, или, если к этому не готовы, нам придется после попыток либерализации принимать жесткие решения по закрытию границ. Примеры этого мы уже видим в нефтяном сегменте, когда при любом перекосе доходности на внутреннем рынке образуется нехватка предложения.

Пересмотр подходов к стратегическому планированию. Основным документом отраслевого стратегического планирования является генеральная схема развития газовой отрасли, которая делается во временных рамках Энергетической стратегии. Утвержденная в 2020 г., Энергостратегия имела прогнозный горизонт 15 лет. Но это именно тот срок, который нужен для запуска новых проектов (проведение геологоразведки, принятие инвестиционных решений, освоение месторождений, строительство завода СПГ, или трубопроводной инфраструктуры). Но непосредственный период работы проектов и реализации газа находится за периодом стратегического планирования. Следовательно, востребованность этих проектов в документе нельзя оценить. Еще одна проблема связана с тем, что во многих регионах страны 15‑летний горизонт поставок хорошо просматривается. Но за его пределами есть риски нехватки газа для обеспечения и внутренних поставок и экспортных проектов, если не синхронизировать их ввод, не зарезервировать часть газа под устойчивое доступное обеспечение внутреннего рынка и не предусмотреть своевременное развитие инфраструктуры и создание ресурсных возможностей для переброски газа между системами газоснабжения. Есть и третья проблема – в условиях неустойчивости внешних рынков и перепадов в экономике кратко- и среднесрочные балансы могут быстро устареть, и их уже некорректно использовать ни для бюджетного планирования, ни для формирования производственных ориентиров.
В результате выпускаемый документ не имеет большого практического значения, а, учитывая закрытый режим, многие отраслевые игроки и широкая общественность с ним вообще не знакомы.
Для устранения всех этих недостатков целесообразно пересмотреть подходы к стратегическому планированию, и хорошим решением может быть переход к формированию нескольких документов с разными задачами и режимами обновления:
Ежегодно обновляемый прогнозный баланс газовой отрасли с горизонтом 10 лет. Этот документ необходим будет для целей бюджетного планирования и среднесрочной синхронизации добычи и поставок. Он будет содержать только цифровые данные и фактически делаться в рабочем режиме.
Генеральная схема развития газовой отрасли (на 15–20 лет) в соответствии с временным горизонтом других документов стратегического планирования, синхронизированная с ними. Задача этого документа – определение необходимых изменений в регулировании и первоочередных планов по развитию инфраструктуры, ресурсной базы и т. д. Фактически, это руководство к действиям в ближайшие годы. Обновление необходимо не реже 1 раза в 5 лет.
Долгосрочная стратегия развития газовой отрасли с обновлением раз в 10 лет, или чаще, в случае серьезных изменениях рыночной ситуации. В рамках этого документа должно определяться место российской газовой отрасли в мировой и российской энергетике на долгосрочном горизонте около 30 лет. Это позволит сформировать приоритеты геологоразведки, выявить необходимую синхронность ввода мощностей и региональные потребности резервирования внутреннего потребления, востребованность и целесообразную геологическую локацию новых производств СПГ с учетом возможностей обеспечения устойчивой загрузки и окупаемости, направления развития крупномасштабной трубопроводной инфраструктуры (какие регионы и когда целесообразно соединять инфраструктурно). Одновременно этот документ послужит хорошим ориентиром для направлений НТП. Следует отметить, что именно отсутствие долгосрочных планов и видения по расширению производства СПГ стало одной из главных причин отсутствия к 2023 г. отработанных отечественных технологий по сжижению газа. Каждый раз, когда вставал вопрос о разработке таких решений, оказывалось, что под рассматриваемые проекты уже понятен зарубежный поставщик оборудования, а другие проекты пока всерьез не оценивались. Соответственно было не понятно: как окупать дорогостоящие НИОКР и кто за это должен платить? А если бы было видение по развитию отрасли на большом горизонте и грамотный подход по государственно-­частной поддержке новых разработок, то ситуация бы сегодня была другая. Это касается не только СПГ, но и, например, газохимии и газопереработки.
Переход от газификации к задачам по устойчивому доступному энергоснабжению. Газификация страны, которая проводится на протяжении многих десятилетий и в последнее время получила дополнительные стимулы и ориентиры, благоприятно сказалась на доступности газа, развитии регионов, экологической ситуации. Но, важно понимать, что газификация как таковая не должна быть долгосрочной самоцелью, на которой концентрируются основные усилия. Более того, получается, что программы реновации городов, которые осуществляются и планируется реализовывать в стране, идут в противовес достижению целей по газификации, т. к. вместо домов, подключенных к газу, строятся новые – без газовых плит, с другими системами отопления и т. д. Соответственно уровень газификации для этой части населения, согласно применяемой методике расчета, будет снижаться. Но что в этом плохого и нужна ли при современном уровне развития технологий газовая труба к каждому дому, тем более что такие трубы для отдаленных населенных пунктов с малым количеством населения будут почти золотые? Очевидно, что цель должна трансформироваться в «обеспечение устойчивого доступного энергоснабжения» и тогда в одних случаях оптимальным выбором будет газ, в других – электричество. Где‑то интерес могут представлять решения в области ВИЭ и атома, не нужно забывать и про «чистый» уголь, где применение таких технологий обосновано.
Технологические прорывы. Распространено мнение, что экономика России сидит на нефтяной игле. И в этом есть своя правда. Но есть и другая игла, на которую села и экономика и энергетика – импортные технологии. Куда проще по многим направлениям было закупить оборудование, транспортные средства, заказать услуги за рубежом, чем создавать собственные компетенции. И основная проблема тут даже не в энергобезопасности и зависимости от зарубежных партнеров, а в том, что мы остались без собственных высокотехнологичных производств, которые не только способны дать существенный вклад в ВВП и создать заказы для других отраслей, но и могли бы сконцентрировать вокруг себя толковых инженеров, разработчиков, программистов. В результате многие из этих потенциальных специалистов или пошли на менее квалифицированную работу, или уехали за рубеж – туда, где были возможности реализовать свой интеллектуальный потенциал. Одновременно не востребовано оказалось развитие части научных и образовательных направлений.
В газовой отрасли по ключевым технологиям для снабжения внутреннего рынка, связанным с добычей и трубопроводной транспортировкой, импортозависимость небольшая. Но в сегментах СПГ, газопереработки, газохимии, танкерной перевозки, есть заметное отставание от возможностей западных стран.
Хочется надеяться, что появившиеся ограничения по сотрудничеству позволят стимулировать разработку собственных технологий, запуск соответствующих производств и подготовку специалистов. Но для этого одних усилий компаний не достаточно, нужна государственная политика поддержки этих направлений, включая софинансирование решений на начальных стадиях разработок и ориентиры для вузов.
Интеграция в единую систему ГТС. Реализация нескольких проектов за пределами ЕСГ позволила создать участки обособленной газовой инфраструктуры от Иркутской области до Благовещенска и от юга Сахалина до Владивостока. Запуск проекта «Сила Сибири 2» даст возможность соединить Тюменскую область, Томскую область, Красноярский край, Иркутскую область и Республику Бурятия. Для полного объединения ЕСГ с Владивостоком будет не хватать трубопроводных участков протяженностью менее 1 тыс. км. Учитывая общую длину созданной в стране ГТС 179 тыс. км, строительство еще 1 тыс. км явно не является серьезным препятствием. Но и это решение должно быть обоснованным и иметь источники финансирования. В отличие от зоны ЕСГ, региональные балансы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке сильно зависят от добычи на конкретных месторождениях, успехов дальнейшей геологоразведки и появления новых крупных потребителей. Причем в отдельных сценариях на горизонте уже 15 лет возможно образование локальных дефицитов газа. Соединение ГТС в единую сеть позволило бы обеспечить взаимную страховку региональных балансов, более оптимальные режимы разработки запасов и газифицировать населенные пункты вблизи трасс газопровода. Одновременно это повысило бы гибкость при организации экспорта.
Таким образом, мы приближаемся к тому этапу развития отрасли, когда создание единой ГТС от Калининграда до Владивостока и Южно-­Сахалинска может стать вполне реальным.

Заключение

Очевидно, что прежняя модель газовой отрасли больше работать не сможет, нам необходимо выстроить новую модель со взвешенным учетом интересов всех участников рынка. В ядро этой модели целесообразно заложить самоокупаемость внутреннего рынка, построенного на принципах свободного ценообразования и отсутствия перекрестного субсидирования любого вида. В основе экспортной политики должны быть не сухие объемные показатели и задачи строительства новых мощностей для их достижения, а гибкая адаптируемая стратегия по завоеванию рынков с обязательным пониманием меняющейся конъюнктуры и эффектов для государства. Пересмотра требуют подходы к налогообложению – пора уже сделать справедливое и предсказуемое распределение нагрузки в увязке с реальной доходностью деятельности компаний на внутреннем и внешних рынках.
Переходный период в зависимости от принимаемых решений может как стать основой для нового этапа развития, так и печальным финалом периода прошлых достижений. И каким он будет – зависит от своевременности и качества регуляторных изменений. При этом сегодня есть все возможности для формирования устойчивых условий развития с балансированием интересов государства, ПАО «Газпром», независимых производителей и потребителей.