Что нужно изменить в российской газовой отрасли для ее развития

Ситуация в российской газовой отрасли все больше напоминает структурный конфликт и в совокупности с многочисленными перекосами на внутреннем рынке создает риски для ее стабильного функционирования и нерационального использования ресурсов. В условиях внешнего давления на Россию, снижения цен на углеводороды и необходимости реализовывать новые масштабные проекты в сфере добычи и транспортировки газа это может привести к дополнительным негативным последствиям как для индустрии, так и для экономики России в целом.
В настоящее время по поручению президента и правительства продолжается работа над новой Энергетической стратегией до 2035 года и Генеральной схемой развития газовой промышленности, а также Концепцией развития внутреннего рынка газа. Однако интересы и взаимоотношения игроков на рынке, включая государство, настолько противоречивы, что любая конструктивная дискуссия быстро переходит в формат "сам дурак", а процесс принятия решений тонет в бесконечных потоках межведомственных согласований и писем.
Помимо прочего это означает, что еще есть время определить узловые, критические точки функционирования отрасли и обеспечить безопасное и экономически обоснованное освоение газовых ресурсов и их использование для обеспечения социальных обязательств, стимулирования экономики, укрепления позиций на внешних рынках и максимизации поступлений в бюджет.
С нашей точки зрения, ключевыми проблемными факторами являются: организация внутреннего рынка газа в России, распределение рисков и обязательств между производителями газа, а также отсутствие стимулов для развития потребления, что выражается в стагнации спроса на газ в последние десять лет.
Отмечу, что с определением внутреннего рынка не все так просто даже с точки зрения терминов. В нашей стране исторически сложилось несколько мало связанных друг с другом неравнозначных зон и даже сегментов рынка внутри одной зоны. Крупнейшей из таких зон является действующая Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая сформирована на базе основных месторождений "Газпрома", газотранспортной системы и комплекса подземных хранилищ в европейской части России. По ЕСГ транспортируется около 90% национальной добычи - 635-640 млрд кубометров газа, а также небольшие теперь объемы газа из Центральной Азии. Остальной газ поставляется либо по локальным газотранспортным системам, либо используется на месте, не попадая в газовые магистрали.
Если взглянуть на динамику потребления в зоне действия ЕСГ за последние десять лет, то первое что приходит на ум, - стагнация спроса с незначительными колебаниями вокруг 350 млрд кубометров. Впрочем, с 2010 по 2015 год наблюдался довольно устойчивый тренд снижения потребления газа. За пять лет рынок сузился на 6%, или 23 млрд кубометров. Хорошая новость по итогам прошлого года состоит в том, что мы вернулись в зону роста - сразу +2,5%. Но сколько в этом росте устойчивой динамики оздоровления ситуации, а сколько погодного фактора - зима началась рано и была весьма суровой, покажет только ближайшее будущее.
На фоне того, что российский газовый рынок за последнее время не только не становился больше, но и регулярно усыхал, произошел резкий рост добычи независимых производителей газа. С 2005 года их добыча в зоне ЕСГ выросла в 2,7 раза - с 53 до примерно 145 млрд кубометров (по оценке ФНЭБ за 2016 год). А доля газа независимых производителей на внутреннем рынке взлетела с 15% до без малого 42%.
Казалось бы, прекрасный повод порадоваться: сегмент независимых производителей расширяется, несмотря на то, что "страшный монополист" устанавливает многочисленные барьеры и вообще мешает жить, в чем его постоянно обвиняют. А расхождения с реальностью никого не смущают.
Но в этой истории есть серьезный системный риск, на первый взгляд незаметный, который связан с особенностями функционирования газовой отрасли. Потребление газа везде в мире, и особенно в такой северной стране, как Россия, имеет ярко выраженный сезонный характер. Суточное потребление газа в зимние пики может быть выше летних минимумов в разы. Даже в среднем по кварталам (см. график) оно различается в два раза. В прошлом году во втором и третьем кварталах оно было 57-60 млрд кубометров, а в первом и четвертом кварталах - 112-118 млрд кубометров. Для сравнения: экспортные поставки даже фоне рекордов зимой были выше, чем летом, на 17-27%.
За счет ПХГ в сезон отбора можно покрыть 30-40 млрд кубометров, максимум - 50 млрд кубометров.
А неравномерность спроса требует каждую зиму дополнительно 130- 140 млрд кубометров, из которых 80% - это нужды внутреннего рынка. Проще говоря, в прошлом году в отопительный сезон, чтобы обеспечить российских потребителей, нужно было добыть на 70 млрд кубометров больше, чем летом. В годовом исчислении необходимые резервные мощности должны обеспечивать возможность добычи 140 млрд кубометров, работая при этом на 50% возможностей.
И эти сезонные качели в полном объеме покрывает только один игрок - "Газпром". Поквартальный профиль добычи основных независимых игроков - НОВАТЭКа и "Роснефти" - напоминает прямую. У "Роснефти" - с тенденцией к росту, у НОВАТЭКа - к снижению. Но в целом отклонения не превышают 1-2 млрд кубометров, или 3-6%. В первом квартале 2016 года они (без учета дальневосточных проектов "Роснефти") добыли на двоих 34 млрд кубометров, во втором - 33 млрд кубометров, в третьем - 32 млрд кубометров, а в четвертом - снова 34 млрд кубометров. У "Газпрома" разница между вторым и четвертым кварталами составила 50 млрд кубометров, или 37%. И это без учета закачки газа в ПХГ, которая в целях безопасности газоснабжения тоже осуществляется концерном.
В результате складывается любопытная картина, когда независимые компании, которые в среднем занимают уже очень значительную долю рынка, работают по уникальной схеме - "зимой и летом одним цветом". Более того, например, во втором и третьем кварталах 2016 года НОВАТЭК и "Роснефть" на двоих добыли 65 млрд кубометров газа, а на внутренний рынок было поставлено 119 млрд кубометров. Хранилищами независимые почти не пользуются. Официальную информацию они не предоставляют. По косвенным данным, НОВАТЭК закачивает в ПХГ 2-3 млрд кубометров, "Роснефть" и того меньше. Это значит, что летом прошлого года доля независимых производителей на внутреннем рынке уже поднималась выше 50%. Зато в первом и четвертом кварталах она составляла 28-30%.
Сейчас эта система работает более или менее без сбоев благодаря тому, что "Газпром" подготовил добычные мощности на Ямале, а часть традиционного спроса, например на Украине, которая сократила чистый импорт с 50 млрд до 10 млрд кубометров, ушла в небытие. Кроме того, не состоялся обещанный еще Анатолием Чубайсом при реформировании РАО "ЕЭС России" бум внутреннего потребления газа в электроэнергетике.
С точки зрения возможности удовлетворения пиков это хорошо, а с точки зрения оптимального использования ресурсной базы и технологической безопасности объектов добычи, мягко говоря, не очень. Не говоря уже об экономической стороне вопроса. Содержание резервных мощностей - удовольствие не из дешевых, а действующее ценовое регулирование в России никакой дополнительной выгоды поставщиков от продажи газа зимой не предполагает, если не считать таковыми повышенные штрафы за сверхлимитный отбор. Кстати, отсутствие сезонной ценовой дифференциации (которая, впрочем, в России вряд ли возможна из-за высокой социальной значимости газа) также определяет и отсутствие коммерческой составляющей в сфере подземного хранения, которое развивается и содержится только за счет субсидирования со стороны других видов деятельности.
Учитывая, что добычные мощности в газовой сфере создаются не раз и навсегда, а требуют постоянных инвестиций из-за склонности к сокращению добычи из каждого месторождения вследствие снижения пластового давления, проблема создается нешуточная. Дальнейший рост добычи газа независимыми производителями, а, например, "Роснефть" обещает увеличить ее с 65 млрд до 100 млрд кубометров к 2020 году, приведет к тому, что объем резервных мощностей, покрывающий пики, придется увеличить. И придется это сделать именно "Газпрому" при дальнейшем снижении доли рынка, если вдруг мы не увидим резкого роста спроса внутри страны. Поскольку предпосылок к этому особых нет и, за исключением вялотекущего проекта по газомоторному топливу, никакой системной работы по расширению платежеспособного спроса на газ регуляторы не ведут, рассчитывать на увеличение газового пирога в потреблении не приходится.
К тому же власти не склонны особо увеличивать цены на газ, наоборот, они ищут дополнительные фискальные возможности, в том числе в газовой отрасли. Следовательно, и привлекательность поставок на внутренний рынок будет сокращаться, тем более что стратегия наращивания добычи той же "Роснефти" будет требовать значительных инвестиций. В этих условиях совсем неудивительно, что руководство компании видит только одну возможность оправдать такие инвестиции - добиться либерализации трубопроводного экспорта и изъять у "Газпрома" часть экспортных доходов.
При этом "Газпром" должен продолжить содержать и даже расширять резервные мощности для покрытия внутренних пиков потребления, обеспечивать поставки населению и коммунальным предприятиям, которые мало и нерегулярно платят, и реализовывать проекты, связанные с национальной энергетической безопасностью: от СПГ-терминала в Калининграде до газопровода к космодрому Восточный.
А самое интересное, что ресурсная база независимых связана с разработкой мелких и средних месторождений. Это значит, что достаточно быстро после достижения заявленного пика добычи наступает естественное падение. К примеру, основное месторождение НОВАТЭКа - Юрхаровское - проработало на пике в 38 млрд кубометров всего два года - 2013-й и 2014-й, а уже в 2016-м продемонстрировало падение в общей сложности на 5 млрд кубометров. А уже к 2020 году собственные месторождения (без учета совместных предприятий), обеспечивающие поставки в ЕСГ, могут упасть еще на 25%.
То же самое произойдет с проектами "Роснефти" после 2020 года - такова физика процессов в газовой отрасли. Это не значит, что такая стратегия развития добычи газа не может быть принята государством. Об этом свидетельствует европейский опыт. Голландцы использовали свое основное месторождение Гронинген для того, чтобы обеспечить попутную разработку малых месторождений. Правда, все добычные проекты в Нидерландах в руках одной компании и под контролем правительства. Но главное, что опыт в целом оказался не очень удачным для главного актива - Гронингена, где уже несколько лет большие проблемы с поддержанием добычи.
Для России вопрос о том, каким образом обеспечивать безопасное функционирование системы газоснабжения, выполнение всех обязательств перед российскими потребителями и экспортным контрактам, является ключевым с точки зрения энергетической безопасности. Особенно, в сложившихся условиях увеличения нагрузки на "Газпром" при прохождении пиков и одновременном сокращении доходов на внутреннем рынке и росте социальных обязательств. Экспортные доходы в настоящее время - единственный источник компенсации всех этих расходов. К тому же в условиях снижения цен на углеводороды источник иссякающий. Перераспределить его часть, чтобы повысить инвестиционную привлекательность новых добычных проектов "Роснефти", которые придется дополнительно резервировать и которые начнут снижаться через год два после выхода на полку, не слишком разумно и дальновидно.
Может ли в таких условиях быть достигнут консенсус между участниками рынка и регуляторами? Очевидно, что без развития нового платежеспособного спроса на газ - более интенсивного развития индустрии газомоторного топлива и газохимии - битва за уменьшающийся газовый пирог будет все более бессмысленной и беспощадной. Поэтому государству следует сместить акцент с постоянной поддержки в той или иной форме проектов независимых производителей на создание новых эффективных производств, а также стимулирование потребления газа - нашего естественного конкурентного преимущества, которое может обеспечить экономический рост с учетом его правильного использования.