Приложение к журналу 1 by Caoinform Caoinform

«ДОРОЖНАЯ КАРТА»

МЕЖДУНАРОДНОГО СОТРУДНИЧЕСТВА РОССИИ В ОБЛАСТИ НАЦИОНАЛЬНОГО И ГЛОБАЛЬНОГО УСТОЙЧИВОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ

ТЭК ТЭК

Приложение к журналу

стратегии развития

ЯНВАРЬ ФЕВРАЛЬ №1 (07) 2011

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

ОТ РЕДАКЦИИ «Дорожная карта» международного сотрудничества разработана Международным центром устойчивого энергетического развития под эгидой ЮНЕСКО (МЦУЭР) по поручению Министерства энергетики Российской Федерации. Работа велась с 2008 по 2010 год при участии ведущих российских институтов: Института энергетических исследований РАН, Института энергетической стратегии и Института энергетики и финансов. Официальная презентация «Дорожной карты» международного сотрудничества России в области национального и глобального устойчивого энергетического развития состоялась в Министерстве энергетики Российской Федерации в декабре 2010 года. «Дорожная карта» охватывает период до 2030 года и детализирует сводный план мероприятий по реализации Энергетической стратегии России (ЭС-2030) в части внешней энергетической политики по всем направлениям. Качественная информационно-аналитическая база, представленная в документе, призвана стать платформой для оперативной разработки эффективных планов и программ международного сотрудничества, принятия управленческих решений, выработки обоснованной позиции России как активного субъекта международных отношений. Откликаясь на пожелания читателей, редакция публикует «Дорожную карту» с комментариями разработчиков и документами методического характера. Информация, безусловно, будет востребована широким кругом специалистов и аналитиков, работающих в сфере ТЭК и интересующихся перспективами международного энергетического сотрудничества.

«ДОРОЖНАЯ КАРТА» МЕЖДУНАРОДНОГО СОТРУДНИЧЕСТВА РОССИИ В ОБЛАСТИ НАЦИОНАЛЬНОГО И ГЛОБАЛЬНОГО УСТОЙЧИВОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

МЕТОДИКА РАЗРАБОТКИ «ДОРОЖНОЙ КАРТЫ» МЕЖДУНАРОДНОГО СОТРУДНИЧЕСТВА В ОБЛАСТИ НАЦИОНАЛЬНОГО И ГЛОБАЛЬНОГО УСТОЙЧИВОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ «Дорожная карта» – это представление пошагового сценария развития определенного объекта или системы. «Дорожные карты» позволяют рассматривать возможные сценарии, их потенциальный эффект и вероятность реализации, а также выбирать оптимальные пути выполнения поставленных задач с точки зрения ресурсной затратности и заданных критериев эффективности. Принцип формирования «дорожных карт» увязывает стратегию и план развития объекта с внешними условиями и выстраивает во времени основные шаги этого процесса по принципу «прошлое – настоящее – будущее». Результатом изысканий в области «дорожного картирования» становится план-график развития объекта или системы с учетом альтернативных сценариев на основе выявления потенциальных «узких мест» и предлагаемых вариантов их преодоления. Важными моментами являются именно учет вариативности и подготовка альтернативных сценариев. Процесс разработки «дорожной карты» включает комплексный анализ имеющегося потенциала развития изучаемого объекта или системы, выявление угроз и возможностей роста, прогноз динамики внешних условий и т.д. «Дорожные карты» создаются не только для систематизации и наглядного представления информации о возможных альтернативах развития объекта картирования и упрощения принятия управленческих решений. «Дорожная карта» является интерактивным инструментом, позволяющим оперативно вносить какие-либо изменения и уточнять сценарии развития объекта. В общем случае «дорожные карты» нацелены на информационно-аналитическую и организационную поддержку процесса принятия управленческих решений по развитию объекта картирования. В настоящей работе объектом картирования является вся система международного сотрудничества России в области национального и глобального устойчивого энергетического развития. Период разработки данной «дорожной карты» совпал с глобальным финансово-экономическим кризисом, который оказал существенное влияние на динамику спроса и предложения энергоресурсов в мире, формирование цен и инвестиционные процессы в энергетике. В настоящее время оценка перспектив выхода мировой экономики на траекторию устойчивого роста содержит значительную долю неопределенности. Очевидно, что кризис привносит дополнительный фактор неопределенности и затрудняет прогнозирование развития ситуации в рамках первого этапа реализации ЭС-2030. Однако с учетом того, что энергетика является крайне инер-

ционной отраслью экономики, экстраполяция ряда долгосрочных устойчивых трендов на период до 2030 года является обоснованной. Вместе с тем прогнозируется, что до 2030 года в мировой экономике произойдут важные изменения, связанные со становлением VI технологического уклада. Кроме того, в течение последних лет обозначились и/или четко оформились некоторые новые тенденции в политике важнейших участников мировых энергетических рынков (как государственных, так и частных), обусловившие ряд фундаментальных сдвигов. В этом контексте проведенный комплексный анализ ситуации и разработанный пакет предложений по развитию международного сотрудничества в новых условиях приобретают особую актуальность и практическую значимость. Подготовка настоящей «дорожной карты» проводилась на основе результатов комплекса научно-исследовательских работ, выполненных МЦУЭР в 2008–2010 годах. Кроме того, информация обновлена на основе данных международных исследовательских организаций, национальных статистических органов, крупных компаний и ведущих мировых средств массовой информации. В работе использовалась вся совокупность общенаучных и специальных методов теоретического и эмпирического уровней (логические методы, метод экспертных оценок, численные методы, метод моделирования и др.). Анализ, прогнозирование и планирование развития системы международного сотрудничества России в области национального и глобального устойчивого энергетического развития включают решение нескольких принципиально важных задач различного уровня: моделирование развития мировой энергетики как составляющей глобального экономического развития; анализ технологических, экономических, экологических, политических факторов, степени и направления их влияния, определение основных тенденций (альтернатив) энергетического развития и оценку вероятности их наступления; определение множества вероятных стратегий всех ключевых игроков в условиях наиболее вероятных альтернатив развития мировой энергетики и оценку вероятностей их реализации; предложение оптимальной стратегии (множества оптимальных стратегий) действий России и ее энергетических компаний на международной арене; представление полученных результатов в форме «Дорожной карты» международного сотрудничества. 3

«Дорожная карта» международного сотрудничества охватывает период до 2030 года и опирается на Сводный план мероприятий по реализации («дорожную карту») Энергетической стратегии России на период до 2030 года (ЭС-2030) в части внешней энергетической политики. Таким образом, «Дорожная карта» международного сотрудничества детализирует комплексный план развития ТЭК России, определенный ЭС-2030 в части внешней энергетической политики и международного сотрудничества в области устойчивой энергетики.

сторонний анализ существующей системы международноправового и организационного обеспечения международного сотрудничества в области энергетики на различных уровнях и обоснование выбора оптимальных форм и механизмов обеспечения такого сотрудничества РФ в будущем; количественный и качественный анализ уровня текущего сотрудничества Российской Федерации в энергетике с другими государствами мира и международными межправительственными организациями с оценкой перспектив развития сотрудничества и предложением системы мер для наиболее полной реализации российских интересов; комплексный анализ структуры и динамики развития глобального и региональных энергетических рынков, перспектив экспорта российских энергоресурсов, роли и места России на мировых энергетических рынках; системный анализ перспектив развития мировой энергетики, ключевых тенденций и противоречий в региональной и глобальной энергетической политике; анализ интересов и оценка степени влияния отдельных государств и международных организаций на формирование международной повестки дня в энергетике, выработку согласованной политики в сфере энергетики на региональном и глобальном уровнях; анализ деятельности иностранных энергетических компаний в российском ТЭК и в совместных проектах в третьих странах. Анализ деятельности российских компаний за рубежом, выявление основных препятствий для успешного бизнес-сотрудничества и реализации совместных проектов на территории России и иностранных государств. Разработка предложений по оказанию содействия российским энергетическим компаниям со стороны государства в устранении и преодолении выявленных препятствий.

При построении «Дорожной карты» были выделены и всесторонне изучены четыре уровня международного сотрудничества. 1. Глобальное сотрудничество с отдельными странами, в особенности с имеющими стратегически важное значение для России с точки зрения ее позиционирования на мировых энергетических рынках, формирования энергетических потоков, строительства энерготранспортных коммуникаций. 2. Многостороннее сотрудничество – международные организации (глобальные, региональные, отраслевые) и международные финансовые институты (группа Всемирного банка, региональные банки развития). 3. Двустороннее межправительственное сотрудничество (по регионам мира: СНГ, Европа, Северная Америка, Латинская Америка, Юго-Восточная Азия, Ближний Восток и Африка). 4. Деловое сотрудничество с крупными энергетическими компаниями. Для каждого уровня выделены системообразующие элементы и связи между ними, определяющие развитие подсистемы, а также существенные с точки зрения формирования условий для успешной реализации внешнеполитических и внешнеэкономических интересов Российской Федерации. В частности, проведен анализ функционирования и развития: 30 международных организаций, определяющих основные направления и параметры развития международных отношений в энергетической сфере; 25 крупнейших компаний, действующих на основных региональных энергетических рынках и определяющих условия конкуренции на этих рынках; ТЭК 36 стран мира, являющихся системообразующими на мировом рынке энергоресурсов, а также стран – стратегических партнеров Российской Федерации.

Высокая зависимость России от экспорта энергоносителей требует разработки целостной и последовательной государственной политики для отражения интересов России в динамично меняющейся системе мировых финансово-экономических отношений и отношений в энергетической сфере. Для России принципиальное значение имеет архитектура международного сотрудничества в энергетике. Предлагаемая «Дорожная карта» представляет собой план развития международного сотрудничества Российской Федерации с иностранными государствами и международными организациями, а также двустороннего и многостороннего делового сотрудничества. Учет ориентиров, задач и изложенных в «Дорожной карте» рекомендаций позволит наиболее полно реализовать национальные интересы и достичь стратегических целей внешней энергетической политики России. Выделение временных интервалов и система количественных и качественных индикаторов служат для обеспечения контроля выполнения и корректировки управленческих решений в условиях реализации наиболее вероятных сценариев развития мировой энергетики. Таким образом, «Дорожная карта» обеспечивает информационную, аналитическую и организационную поддержку международного сотрудничества в области реализации энергетической политики на различных уровнях.

В течение 2008–2010 годов был осуществлен комплекс работ, результаты которых стали основой формирования «Дорожной карты», а именно: мониторинг и оценка важнейших процессов на мировых энергетических рынках – в разрезе отдельных стран, ведущих энергетических компаний, а также основных международных энергетических объединений и организаций; систематизация мирового опыта обеспечения сотрудничества в области энергетической политики в аналитическом, информационном и организационном разрезе; все4

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Детальный анализ и обоснование целесообразности предлагаемых в «Дорожной карте» мер и промежуточных целей изложены в рамках отчетов по НИР (2008–2010). В данном документе содержатся систематизированные и агрегированные результаты исследований. «Дорожная карта» структурирована по основным направлениям внешней энергетической политики в соответствии с ЭС-2030. 1. Отражение национальных интересов России в рамках формируемой системы функционирования мировых энергетических рынков. Рассмотрены ключевые международные соглашения в энергетической сфере, дана оценка роли международных организаций, проведен анализ и определены основные области совпадений интересов России с интересами ключевых глобальных игроков, выявлены области противоречий, предложены меры по наилучшему отражению интересов РФ в рамках совершенствования международной нормативно-правовой базы, предложен формат участия России в формировании международной климатической политики, намечен план работы по урегулированию правового статуса спорных акваторий, дана оценка Третьему энергопакету ЕС в контексте российских интересов. 2. Диверсификация экспортных энергетических рынков. Дан анализ условий работы российских компаний на основных региональных рынках, приведен анализ рисков и угроз реализации важнейших инфраструктурных проектов и даны рекомендации по нейтрализации/минимизации выявленных рисков. Предложены рекомендации по оптимизации российского участия в международных инвестиционных проектах по созданию энергетической инфраструктуры, в интеграционных процессах в энергетике в рамках АТЭС, по пересмотру модели взаимодействия России со странами Центральной Азии. 3. Диверсификация товарной структуры экспорта, повышение доли продукции с более высокой добавленной стоимостью. Рассмотрены перспективы развития вертикальной диверсификации экспорта топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) с переходом от экспорта сырьевых продуктов к энергетическим товарам с более высокой добавленной стоимостью. 4. Обеспечение стабильных условий на экспортных рынках, включая гарантированность спроса и обоснованность цен на основные продукты экспорта. Изложены основные выводы о влиянии текущего финансово-экономического кризиса на мировые энергетические рынки, даны прогнозы основных тенденций развития рынков до 2030 года. Предложены рекомендации по повышению конкурентоспособности российских энергоресурсов на экспортных рынках в условиях ужесточения конкуренции, сформулированы важнейшие направления, этапы и ориентиры процессов гармонизации долгосрочных отношений между поставщиками и потребителями энергоресурсов на мировых энергетических рынках. 5. Укрепление позиций ведущих российских энергетических компаний за рубежом. Национальные компании контролируют основную часть энергоресурсов в мире, часто выступая в роли неофициальных министерств. Зарубежная

деятельность национальных компаний способствует расширению геополитического влияния стран и реализации их национальных интересов. В России также сформировалась активная группа нефинансовых транснациональных компаний с крупными зарубежными активами. В этом контексте проведен анализ текущих позиций и перспектив деятельности российских энергетических компаний в различных секторах энергетики стран и регионов мира и разработаны рекомендации по достижению ориентиров «Дорожной карты» международного сотрудничества в части укрепления позиций ведущих российских энергетических компаний за рубежом. 6. Обеспечение эффективной международной кооперации по рисковым и сложным проектам в России (в том числе по шельфовым проектам в арктических условиях). Особенности освоения нефтегазового потенциала арктического шельфа России предопределяют заинтересованность России в налаживании инвестиционного сотрудничества с крупными иностранными компаниями и реализации совместных проектов на территории РФ. В этой связи дана оценка инвестиционного климата России с точки зрения его привлекательности для иностранных инвесторов, проведен анализ практики функционирования и перспектив создания международных консорциумов для реализации крупных энергетических проектов с повышенными рисками (добыча, транспорт, переработка, реализация). Результаты НИР позволяют построить целостную картину по различным направлениям текущего состояния и развития мировой энергетики, идентифицировать текущий уровень вовлеченности России в международное сотрудничество в энергетике и ключевые точки взаимодействия интересов России и других важнейших субъектов отношений в этой сфере, предложить оптимальные пути и механизмы выполнения стоящих перед страной задач. Для каждого из направлений внешней энергетической политики было проведено моделирование различных сценариев развития отношений, разработаны планы реализации российских внешнеполитических интересов и набор индикаторов для оценки достижения целевых ориентиров ЭС-2030 в части внешней энергетической политики. Все элементы планов являются взаимодополняющими, что позволяет рассчитывать на достижение синергетического эффекта. Созданная «Дорожная карта» будет способствовать более эффективной деятельности Минэнерго и других органов государственного управления на международной арене. Она позволяет оперативно осуществлять разработку эффективных планов и программ международного сотрудничества; выработку обоснованной позиции России как активного субъекта международных отношений; создает качественную информационно-аналитическую базу для управленческих решений и мониторинга их реализации.

1. ОТРАЖЕНИЕ НАЦИОНАЛЬНЫХ ИНТЕРЕСОВ РОССИИ В РАМКАХ ФОРМИРУЕМОЙ СИСТЕМЫ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ МИРОВЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ ческой безопасности, который будет предложен к обсуждению мировому сообществу.

Россия занимает одно из лидирующих мест на мировых рынках нефти, нефтепродуктов, природного газа и энергетических углей, а также на мировом рынке технологий и оборудования для нужд ядерно-энергетического комплекса, но практически не присутствует на рынке возобновляемой энергетики, энергосервисных услуг и энергосберегающего оборудования, региональных рынках электроэнергии, а также на рынках торговли квотами на выбросы парниковых газов (углеродных рынках). Высокая зависимость от экспорта энергоносителей требует разработки целостной государственной политики для отражения интересов России в динамично меняющейся системе мировых энергетических рынков, а также активного международного сотрудничества в энергетической сфере. Ниже рассмотрены основные направления такого сотрудничества, которые в совокупности позволят снизить риски развития мировой и российской энергетики и будут способствовать динамичному преодолению кризисных явлений.

1.2. Сотрудничество России с международными организациями Сотрудничество с международными организациями в инвестиционной сфере является одним из ключевых направлений внешней энергетической политики, однако до настоящего времени, несмотря на многочисленные соглашения, оно не принесло ожидаемого эффекта. СНГ, ЕврАзЭС, Таможенный Союз. В рамках Содружества Независимых Государств многостороннее энергетическое сотрудничество полностью вытеснено двусторонними соглашениями. Схожая ситуация наблюдается в Евразийском экономическом сообществе, несмотря на амбициозные цели организации, закрепленные в Концепции создания единого энергетического рынка ЕврАзЭС. В рамках Таможенного Союза (Россия, Казахстан, Белоруссия) пока не принято значимых решений в энергетической сфере, особенно в части поставок нефти и нефтепродуктов.

1.1. Международные соглашения в энергетической сфере Для России принципиальное значение имеет конфигурация международных соглашений в энергетике. До 2009 года главным документом в этой сфере для России была Энергетическая хартия и Договор к ней (ДЭХ). Россия подписала как Хартию, так и Договор, но не ратифицировала последний из-за разногласий с ЕС по ряду вопросов транзита и инвестиций. После российскоукраинского газового конфликта в январе 2009 года, который продемонстрировал неэффективность ДЭХ как инструмента урегулирования транзитных разногласий, Распоряжением Правительства РФ № 1055-р от 30 июля 2009 года Россия прекратила временное применение ДЭХ (Распоряжение вступило в силу 20 октября 2009 года). Такое положение потребовало разработки новых документов, которые бы дополнили либо заменили Энергетическую хартию и ДЭХ. В апреле 2009 года Россия выступила с инициативой разработки межправительственного соглашения под названием «Концептуальный подход к новой правовой базе международного сотрудничества в сфере энергетики (цели и принципы)». Однако незаинтересованность европейских стран в пересмотре ДЭХ и характер предложенного к обсуждению документа (общие цели и принципы) не позволили достичь серьезных успехов в продвижении этой инициативы на международном уровне. В то же время российскими экспертами подготовлен проект Конвенции по обеспечению международной энергети-

Шанхайская организация сотрудничества. В рамках ШОС в 2007 году был создан Энергетический клуб (Казахстан, Киргизия, Китай, Россия, Таджикистан) как неправительственный совещательный орган. Руководство Казахстана предложило создать международную организацию с более жесткими взаимными обязательствами и с целью разработки и реализации Азиатской энергетической стратегии, однако это предложение было отклонено Россией и Китаем из-за различий в структуре и направлении развития энергетики этих стран. В итоге основная часть сотрудничества осуществляется на двусторонней основе. Фактически Китай использует ШОС для укрепления своего влияния в странах Центральной Азии. О ЕК и ФСЭГ играют важную роль в стабилизации мировых рынков нефти и природного газа. С 1998 года Россия является наблюдателем в Организации стран – экспортеров нефти (The Organization of the Petroleum Exporting Countries; ОПЕК). Форум стран – экспортеров газа (ФСЭГ; Gas Exporting Countries Forum) был учрежден 23 декабря 2008 года в Москве, Россия стала одним из его государствоснователей. Необходимо развивать сотрудничество с указанными организациями, избегая участия в картельных соглашениях и сохраняя полную независимость своих решений. 6

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

1.3. Россия и законодательство Европейского союза Европейский рынок играет и в обозримой перспективе будет играть решающую роль для российского экспорта энергоносителей (до 80% и более экспорта нефти, нефтепродуктов и природного газа). При этом значимость взаимодействия с Европейским союзом в энергетической сфере определяется не только экспортом энергоносителей, но и потенциалом взаимных инвестиций, владения активами и трансферта технологий. Как следствие, для обеспечения национальных интересов России большую роль играет законодательство Европейского союза в энергетической сфере. В 2000-е годы главным направлением развития законодательства ЕС, затрагивающим российские интересы, стало регулирование газовых рынков – так называемые Первая, Вторая и Третья газовые директивы ЕС (соответственно директивы 98/30/ЕC; 2003/55/ЕС; 2009/73/EC). Первая газовая директива Еврокомиссии (1998) предусматривала равный доступ всех поставщиков к газопроводам, постепенный отказ от долгосрочных контрактов в пользу спотового рынка и устранение запрета на реэкспорт газа из текстов контрактов, в том числе заключенных до ее принятия. Вторая газовая директива (2003) обязала вертикально интегрированные европейские газовые компании структурно выделить распределение (сбыт) и транспортировку газа и передать их в управление разным юридическим лицам, но разрешила при этом сохранить контроль над ними со стороны материнской компании. В 2009 году была принята Третья газовая директива1, являющаяся частью Третьего энергетического пакета Европейского союза2. Директива требует перенесения (имплементации) наиболее важных ее положений в национальные законодательства, при этом возможны определенные различия между странами в методах реализации целей директивы. Фактически директива вступает в силу только после вступления в силу имплементирующих положений национального законодательства. Третья газовая директива должна вступить в силу 3 марта 2011 года. Третий пакет предусматривает отделение естественномонопольного сектора (транспортировка газа) от конкурентных секторов (производство и продажа газа). Это требует ликвидации вертикально интегрированных компаний (ВИК). Декларируемая цель реформы – развитие конкуренции путем лишения собственника транспортной системы и соответственно – физической возможности и коммерческих стимулов для дискриминации других компаний. Предложено три модели разделения по видам деятельности: 1) имущественно-правовое (ownership unbundling; обязательно для всех вновь создаваемых компаний); 2) независимый системный оператор (independent system operator, НСО);

3) независимый транспортный оператор (independent transmission operator, НТО). В рамках первой модели запрещается одним и тем же лицам владеть голосующими акциями на предприятиях по производству и поставке, с одной стороны, и предприятиями по транспортировке энергии, с другой стороны. В рамках альтернативных моделей (НСО, НТО) сохранение собственности возможно, но при утрате контроля над работой транспортных предприятий. При этом новые крупные объекты газотранспортной инфраструктуры (газопроводы между государствами – членами ЕС, терминалы СПГ и хранилища газа) могут претендовать на временное освобождение от применения к ним требований имущественно-правового разъединения, доступа третьих лиц и регулирования тарифов. Решение по этому вопросу принимает национальный регулирующий орган и утверждает Европейская комиссия. Важно, что уже начатые инвестиционные проекты не могут быть освобождены от имущественно-правового разделения. Третий пакет вводит ограничения прав иностранных инвесторов в сфере энергетики (оговорка о третьих странах, third countries clause). Подконтрольные иностранным юридическим лицам операторы европейских газотранспортных систем обязаны доказать, что такая структура собственности не угрожает надежности поставок. Таким образом, право собственности иностранных юридических лиц на объекты европейской энергетической инфраструктуры ставится в зависимость от субъективного решения Еврокомиссии и фактически создает угрозу экспроприации этих активов. Для России это означает, что под угрозу экспроприации подпадают активы ОАО «Газпром» в странах ЕС3. Согласно Третьей газовой директиве компании из третьих стран смогут получить контроль над газотранспортными системами только в рамках государственного договора между Евросоюзом и данной страной, но для России заключение такого соглашения маловероятно. 1.4. Участие России в регулировании международных энергетических рынков Мировой энергетический рынок обладает сложной отраслевой, территориальной и институциональной структурой. дром мирового энергетического рынка являются две крупнейшие мировые универсальные биржи, которые торгуют широким спектром энергетических контрактов. Это Intercontinental Exchange (ICE, Лондон) и New York Mercantile Exchange (NYMEX, Нью- орк). Кроме того, существует ряд важных региональных бирж (Токио, Сингапур, Дубай, Роттердам, Шанхай). В США работа биржи NYMEX и оборот товарных фьючерсов и опционов регулируются Комиссией по торговле товарными фьючерсами (Commodity Futures Trading Com-

Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC. 2 Третий пакет включает также следующие документы: Электроэнергетическая директива ЕС; Регламент о доступе к газовым сетям; Регламент о доступе к электроэнергетическим сетям; Регламент об Агентстве по сотрудничеству регулирующих органов.

3 Эстонский Eesti Gas – 37,2%, польский Europolgaz – 48%, латвийский Latvijas Gaze – 34%, литовский Lietuvos Dujos – 37,1%, финский Gasum – 25%, германские Wingas – 49,99% и VNG – 5,26%, британско-бельгийский Interconnector – 10%.

не соединяется с Мировым океаном, что делает применение к нему принципов морского права спорным. В сентябре 2010 года Россия и Норвегия подписали договор о разграничении акватории. Ранее Норвегия настаивала на разделе по принципу срединной линии, а Россия – по секторному принципу. Принципиальное решение о разделе акватории площадью примерно в 155 тыс. кв. км со значительными запасами природного газа и нефти было принято в апреле 2010 года. Условия соглашения предполагают раздел на две практически равные части, а также обязательную совместную эксплуатацию месторождений, контуры которых пересекают границу (разведка района еще не завершена). Соглашение с Норвегией решает лишь часть проблемы раздела Арктики. До недавнего времени в Арктике де-факто не действовала Конвенция ООН 1982 года и применялся особый правовой режим с секторными зонами пяти стран, установленный в 1920-е годы рядом односторонних актов. По мере повышения интереса к Арктике возникла проблема приведения ее статуса к современным нормам международного морского права. В соответствии с Конвенцией ООН 1982 года Россия может претендовать не на весь сектор, а только на континентальный шельф как особую экономическую зону. Однако определение его границ является отдельной важной задачей: по умолчанию используется 200-мильная зона, но Россия может официально доказать, что шельф имеет большую протяженность, и добиваться увеличения исключительной экономической зоны на 1,2–1,7 млн кв. км, где располагаются запасы нефти и природного газа в размере 5–15 млрд т условного топлива. Раздел Каспийского моря в настоящее время не завершен. Действующий правовой режим Каспия установлен советско-иранскими договорами 1921 и 1940 годов, которые не регулируют использование недр. Азербайджан, Казахстан и Туркменистан настаивали на разделе Каспия по срединной линии (что соответствует общим принципам морского права), Иран – на разделе по одной пятой части между всеми прикаспийскими государствами (норма не имеет прецедентов). Формально разногласия между Азербайджаном, Туркменией и Ираном не касаются России, поскольку в 1998–2003 годах Россия провела рядом соглашений разграничение дна северной части Каспийского моря с Казахстаном и Азербайджаном и подписала трехстороннее соглашение с ними. Однако фактически раздел Каспия затрагивает интересы России, поскольку неурегулированный правовой статус препятствует реализации как проектов по добыче углеводородов в Азербайджане, так и проекта Транскаспийского газопровода. Эти препятствия не являются непреодолимыми, но усложняют реализацию проекта «Набукко», конкурирующего с российским «Южным потоком», поэтому Россия пока не заинтересована в быстром урегулировании данного вопроса.

mission – CFTC). В Великобритании работа биржи ICE регулируется Управлением по финансовому регулированию и надзору (Financial Services Authority – FSA). Действия регуляторов указанных бирж, через воздействие на характер ценообразования и динамику цен, оказывают значимое влияние на энергетический сектор, особенно на нефтяную и газовую отрасли, всех крупных производителей и потребителей энергии. В связи с этим России необходимо организовать двустороннее сотрудничество с регуляторами энергетики развитых стран и активно развивать многостороннее сотрудничество с целью создания эффективной системы регулирования мировых энергетических рынков, включая разработку стандартов, целей и принципов регулирования национальных фондовых рынков. Повышение роли России на мировых энергетических рынках невозможно без развития в стране биржевой торговли энергоносителями. В настоящее время в России биржевая торговля сырой нефтью отсутствует, хотя доля свободного внебиржевого рынка составляет 18–20%. Биржевая торговля нефтепродуктами ведется на Межрегиональной бирже нефтегазового комплекса (НП МБНК, около 30% оборота в 2010 году), Санкт-Петербургской международной товарносырьевой бирже (СПбМТСБ, около 68%) и бирже «СанктПетербург» (около 2%). В 2006–2008 годах проводился эксперимент по реализации газа, добываемого ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, по не регулируемым государством ценам на электронной торговой площадке (ЭТП). С 1 января 2009 года торги газом на ЭТП были прекращены и до настоящего времени не возобновлены, хотя практика показала прозрачность и эффективность формирования ценового сигнала. Подготовлен и внесен в установленном порядке в Правительство Российской Федерации проект постановления, дающего ОАО «Газпром» право реализовать по не регулируемым государством ценам до 7,5 млрд куб. метров на электронной торговой площадке и до 5,0 млрд куб. метров на товарной бирже в 2010 году; до 7,5 млрд куб. метров на электронной торговой площадке и до 7,5 млрд куб. метров на товарной бирже в 2011 году; до 7,5 млрд куб. метров на электронной торговой площадке и до 10,0 млрд куб. метров на товарной бирже начиная с 2012 года. Для полноценного отражения национальных интересов России в формируемой системе мировых энергетических рынков необходимо не только ее участие в обсуждении международной повестки дня, но и активные усилия по формированию этой повестки и включению в нее важных для России проблем. 1.5. Урегулирование правового статуса спорных акваторий Россия в настоящее время вовлечена в ряд споров относительно правового статуса акваторий, где сосредоточены значительные запасы углеводородов (Каспийское море и арктический шельф). Раздел акваторий регулируется подписанной Конвенцией ООН по морскому праву 1982 года, однако оба указанных случая обладают существенной правовой спецификой: Арктика долгое время рассматривалась как внутреннее море арктических стран, а Каспийское море

1.6. Климатическая политика Климатическая, и шире – экологическая политика является одним из ключевых образующих факторов на мировых энергетических рынках, и в перспективе его роль будет возрастать, что требует активного участия России в формиро8

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

вании согласованных подходов к экологической проблематике. Так, Россия выступила с инициативой о создании международного фонда страхования экологических рисков в энергетике на случай крупнейших природных и техногенных катастроф, способных причинить огромные убытки отдельным компаниям и странам (пример, вызвавший появление этой инициативы, – авария на платформе компании ВР в Мексиканском заливе). Необходимо формулировать и другие российские инициативы в области защиты окружающей среды. В настоящее время основным документом международной климатической политики являются Рамочная конвенция ООН об изменении климата (РКИК, 1992) и Киотский протокол (1997) к ней. Копенгагенское соглашение (конец 2009, должно было заменить Киотский протокол после 2012) представляет собой не носящий юридически обязывающего характера документ, что обусловлено позицией четырех крупнейших развивающихся стран: Китая, Индии, Бразилии, ЮАР. Тем не менее, был принят целый ряд конкретных решений. Так, развитые страны обязуются предоставить развивающимся странам около 30 млрд долларов в период с 2010 по 2012 год для проведения климатической политики в развивающихся странах, а к 2020 году – создать фонды с годовым объемом 100 млрд долларов для этих целей. Независимо от результатов дальнейших переговоров по климатическому соглашению роль климатического фактора в энергетическом развитии будет увеличиваться. Ожидается введение мер «углеродного» протекционизма со стороны ведущих развитых стран против зарубежной продукции с высокими удельными выбросами парниковых газов при ее производстве и использовании, если эти выбросы в странепроизводителе не облагаются «углеродными» налогами или обязательствами по снижению выбросов. Подобные требования могут в дальнейшем применяться к импортируемым энергоносителям. Кроме того, ожидается развитие национальных систем торговли квотами на выбросы. С целью содействия предотвращению опасных изменений климата Российская Федерация еще в 1994 году ратифицировала РКИК, а в 1999 году Правительство Российской Федерации подписало Киотский протокол. В соответствии с Киотским протоколом Россия взяла на себя и с успехом выполняет количественные обязательства по ограничению выбросов парниковых газов (не выше уровня 1990 года к 2012 году). Однако Россия практически не использует возможности углеродных рынков, хотя потенциально может занять на них одну из лидирующих позиций. В 2009 году объем торговли на всех углеродных рынках составил 125 млрд долларов, к 2020-му он может возрасти в 5–10 раз благодаря росту торговли квотами на выбросы в ЕС и США, а в перспективе – в Китае и Японии. Потенциальный объем углеродных рынков для России может достигать 100 млрд долларов. Проекты совместного осуществления (ПСО) могут реализовываться в России с 2000 года. Тем не менее, решение о процедуре их утверждения было принято только в 2008 году, хотя срок действия Киотского соглашения истекает в 2012-м. Несмотря на наличие в рамках ПСО внутренних критериев при от-

боре проектов, Правительство РФ ввело дополнительные критерии, усложнив порядок их реализации. Первый конкурс инвестиционных проектов в рамках механизма совместного осуществления прошел в феврале – марте 2010 года. Минэкономразвития России утвердило 15 первых проектов совместного осуществления в июле 2010-го. Объем сокращений выбросов углекислого газа в результате их реализации составит около 70 млн т. Около 750 млн евро будет вложено иностранными инвесторами в обмен на так называемые единицы сокращенных выбросов. В настоящее время выбросы в России на 30% ниже уровня 1990 года. К 2020 году в соответствии с принятой Энергетической стратегией России на период до 2030 года выбросы не должны превысить 90% от уровня 1990 года, к 2030 году – 105%. С другой стороны, Россия выражала готовность к 2020 году снизить выбросы на 15–25% по сравнению с уровнем 1990 года при условии заключения эффективного международного климатического соглашения. Это позволит России внести существенный вклад в снижение глобальных выбросов СО2.

2. ДИВЕРСИФИКАЦИЯ ЭКСПОРТНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКОВ 2.1. Газовый аспект Российский концерн «Газпром», являясь крупнейшим в мире газовым поставщиком, производит около четверти потребляемого Европой газа. Концерн не только поставляет львиную долю газа для европейцев, но и контролирует важнейшие трубопроводные маршруты. По итогам 2009 года объем закупок Европой российского трубопроводного газа упал на 20%, объемы экспорта в дальнее зарубежье снизились на 23,9%. Это не только результат кризиса, но и реакция на высокие цены на импорт из России, а также появление возможности закупать дополнительные объемы более дешевого СПГ. В будущем Европа будет прилагать усилия по дальнейшей либерализации своего внутреннего рынка и диверсификации источников поставок газа. С этой точки зрения давление на «Газпром» будет возрастать. В таких условиях диверсификация рынков сбыта российского природного газа, а также маршрутов поставок на освоенные рынки приобретает особую актуальность. Действующие коридоры. На сегодняшний день сложилось четыре коридора транспортировки российского газа в Европу общей мощностью на выходе из России 196 млрд куб. метров. Из них 20 млрд приходится на самый северный, тупиковый газопровод Finland Connector (рынок сбыта ограничен Финляндией). Самый южный коридор, идущий в Турцию и формируемый газопроводом «Голубой поток», изначально создавался для насыщения внутреннего турецкого рынка. Весь газ, поступающий в Западную и Восточную Европу, поставляется по украинскому (Южному) и белорусскому (Северному) газотранспортным коридорам. Наибольшая часть прокачивается по Южному коридору со сдачей на украинско-словацкой границе. Основу Северного коридора составляет газопровод «Ямал – Европа», проходящий по территории четырех стран: России, Белоруссии, Польши, Германии. 71% российского газового экспорта в Европу проходит через Украину, еще около 20% – через Белоруссию, по газопроводу «Ямал – Европа» и сетям «Белтрансгаз», 8% – напрямую поставляется в Финляндию и Турцию. Нестабильность политики Украины и Белоруссии и нарастающая напряженность в отношениях со странами Восточной Европы вынуждают Россию строить газопроводы в обход традиционных маршрутов. Разрабатываемые проекты практически полностью исключают транзит газа через третьи страны. Создание новых газотранспортных путей требует крупных финансовых вложений. Реализация столь масштабных проектов возможна лишь при сотрудничестве российского «Газпрома» с крупнейшими европейскими энергетическими компаниями. По всей видимости, между единой Европой как главным потребителем и Россией как главным поставщиком природного газа в течение ближайших двух-трех лет развернется масштабный энергетический торг, который определит

общее развитие транзита природного газа в европейском направлении. Проект «Северный поток». Строительство «Северного потока» (Nord Stream) означает создание нового маршрута для экспорта российского газа в западном направлении и позволяет «Газпрому» диверсифицировать маршруты доставки газа потребителям. Целевыми рынками «Северного потока» являются Германия, Великобритания, Нидерланды, Франция, Дания, Бельгия. Проект «Северный поток» характеризуется определенными рисками. Главным образом это риски экономические (негативная конъюнктура спроса и предложения газа, а также цен на газ, большая себестоимость строительства газопровода и добычи сырья) и технологические (сложности реализации проекта в заявленные сроки из-за трудностей в ходе разработки месторождений, которые должны стать источником сырья для Nord Stream). Для обеспечения первой ветки газопровода в качестве ресурсной базы рассматривается Южно-Русское месторождение, для его запуска на проектную мощность – запасы месторождений полуострова Ямал, Обско-Тазовской губы и Штокмановского месторождения в Баренцевом море. Это, в свою очередь, требует синхронизации планов с проектом освоения Штокмановского месторождения. Первая стадия проекта подтверждена долгосрочными контрактами типа take-or-pay. Проект «Южный поток». «Южный поток» (South Stream) – российско-итальянский проект газопровода протяженностью около 900 км по дну Черного моря из Новороссийска в болгарский порт Варну. Далее две его ветви пройдут через Балканский полуостров в Италию и Австрию, хотя их точные маршруты пока не утверждены. По трубопроводу должно экспортироваться около 35% от суммарных поставок российского газа в Европу. Согласно планам газопровод должен вступить в строй к 2013 году. Сырьевой базой «Южного поток» (South Stream) является газ из газотранспортной системы России, а ресурсной базой – газ из Центральной Азии и Казахстана. Стратегически важными для проекта являются запасы туркменского газа, но к этим же запасам тянется и европейский «Набукко». Основные рынки сбыта на долгосрочной основе получит проект, который будет реализован быстрее. Конкуренция между «Южным потоком» и «Набукко» ужесточается и идет на уровне обладания ресурсами газа. При этом вопрос рентабельности «Южного потока» весьма актуален. Стоимость только подводного участка оценивается в 6–10 млрд долларов, а общий бюджет может превысить 25 млрд долларов. К настоящему времени завершено формирование правовой базы для строительства газопровода. Россия подписала межправительственные соглашения о сотрудничестве по проекту газопровода с Болгарией, Сербией, Венгрией, Грецией, Словенией, Хорватией и Австрией. 10

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Проект «Голубой поток-2». До последнего времени российско-турецкое газовое сотрудничество ограничивалось поставками природного газа по двум действующим газопроводам – «Западному» и «Голубому потоку» при хронической неполной загруженности последнего. В 2009 году Россия и Турция согласились предметно рассмотреть возможности строительства «Голубого потока-2». В результате проведенных переговоров было принято решение строить новую ветку «Голубого потока», параллельную уже действующим. «Голубой поток-2» рассматривается как дополнительная возможность поставок российского газа на растущий турецкий рынок, а также как возможность транзита в третьи страны, в частности в Южную Европу. Пропускная способность «Голубого потока-2» должна составить 8 млрд куб. метров. Реально рассчитывать на проведение работ по данному проекту можно лишь после завершения основных газотранспортных проектов («Северный поток» и «Южный поток»). Модель взаимодействия России со странами Центральной Азии в газовой сфере. В современных условиях необходим пересмотр модели взаимодействия России со странами Центральной Азии в газовой сфере по ряду причин. Крупные запасы природного газа в Центральной Азии задействованы как во внутреннем энергобалансе России, так и для ресурсообеспечения ее экспорта в страны Европы и СНГ. Кроме того, Россия располагает мощной газотранспортной системой, то есть серьезным конкурентным преимуществом перед этими странами в случае их самостоятельного выхода на европейские рынки. С учетом этого российским компаниям необходимо инвестировать в газовые проекты государств данного региона. Следует активнее предлагать конкурентные и более эффективные схемы кооперации по направлениям: добыча – переработка – транспортировка, в том числе на основе схем СРП и создания совместных консорциумов между российскими и центральноазиатскими компаниями, а также инициировать разработку взаимовыгодных экспортных транспортно-логистических цепочек, опираясь на свои явные инфраструктурные преимущества. Трубопроводные проекты по поставкам среднеазиатского газа на внешние рынки. Важность Прикаспийского проекта лежит в плоскости глобальной стратегии и связана с тем, чтобы среднеазиатские газовые потоки не пошли в обход России по альтернативному Транскаспийскому трубопроводу. Предполагаемый объем транспортировки газа по Прикаспийскому газопроводу будет составлять до 30 млрд куб. метров в год из Туркмении и до 10 млрд куб. метров в год из Казахстана. Для запуска нового газопровода необходимо подготовить ресурсную базу в туркменском и казахстанском секторах Каспия (Южный Иолотань и Осман). Тем не менее, несмотря на перспективную значимость Прикаспийского газопровода для России и Туркмении, проект по его реализации был приостановлен на неопределенное время по результатам встречи президентов обеих стран в октябре 2010 года. Еврокомиссия разработала предложения по строительству Транскаспийского газопровода мощностью 20–30 млрд куб. метров в год без делимитации шельфа Каспийского моря. Этот газопровод должен соединить Туркменистан с

Азербайджаном и уже существующий газопровод «Баку – Эрзурум» с европейской газопроводной системой. Строительство Транскаспийского газопровода может обеспечить «Набукко» ресурсной базой и лишить таковой «Южный поток». Реализация этого проекта упирается в политический спор о статусе Каспийского моря. Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNPC) подписала соглашение с Туркменистаном об импорте 30 млрд куб. метров газа в год по газопроводу «Центральная Азия – Китай» (ТУКК). Завершение строительства ТУКК фактически закроет на какое-то время потребности Китая в природном газе. «Газовая пауза» в энергетическом сотрудничестве с Китаем позволит России разработать стратегию выхода на китайский газовый рынок с учетом долгосрочных перспектив его развития. Поставки российского газа в страны АзиатскоТихоокеанского региона. Развитие восточного – в сторону АТР – вектора диверсификации экспортной стратегии «Газпрома» является объективной необходимостью для повышения устойчивости концерна в условиях обостряющейся конкуренции на рынках сбыта. Согласно ЭС-2030 Россия рассчитывает довести уровень поставок газа в страны АТР до 20% от общего объема российского газового экспорта к 2030 году, что позволит дать симметричный ответ на планы европейской диверсификации поставщиков природного газа в регион. Своевременная разработка запасов газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке при наличии соответствующих инвестиций позволит не только удовлетворить внутренние потребности восточных регионов России, но и полностью обеспечить спрос на российский газ на рынках стран АТР. Так, уже к 2020 году «Газпром» намерен добывать на месторождениях Красноярского края, Иркутской области, в Якутии, на Камчатке и Сахалине порядка 110 млрд куб. метров газа в год и часть его экспортировать в виде СПГ. После завершения строительства газотранспортной системы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» планируется в 2012 году приступить к строительству ГТС «Якутия – Хабаровск – Владивосток». Это позволит не только решать задачи по газоснабжению южных регионов Дальнего Востока, но и развивать экспортные поставки газа в страны АТР трубопроводным и морским транспортом, в том числе за счет создания в Приморском крае мощностей по сжижению газа. Перспективы экспорта российского газа в Китай. В качестве стратегических направлений организации поставок природного газа в Китай из-за рубежа в настоящее время рассматриваются три: казахстанское (центральноазиатское), мьянмское и российское при ведущей роли центральноазиатского направления. Экспорт газа из России в Китай может быть осуществлен по двум направлениям – западному и восточному с общим объемом 68 млрд куб. метров в год. Экспорт российского газа в Китай характеризуется следующими рисками: отсутствием однозначных гарантий спроса; невозможностью точно предусмотреть политику Китая в отношении цен на газ; отсутствием четких гарантий окупаемости строительства экспортных газопроводов в Китай, обеспеченности восточного и западного маршрутов не11

обходимой ресурсной базой в долгосрочной перспективе. В складывающейся ситуации Россия должна предпринять ряд мер по экономически обоснованному вхождению на китайский рынок. Целесообразно формирование контролируемых российскими компаниями поставок в Китай сетевого и сжиженного газа из других регионов мира, вхождение «Газпрома» в проекты поставок СПГ в Китай совместно с международными транснациональными компаниями по схеме замещения или в обмен на их допуск к проектам на территории Западной и Восточной Сибири. Дополнительным условием, повышающим эффективность подачи газа в Китай, является доступ российских поставщиков к конечному потребителю как через совместное российско-китайское предприятие, так и через покупку «Газпромом» китайских газораспределительных сетей.

нефти держится на уровне 75–80 долларов за баррель, что характеризует спрос как достаточно высокий. Если положение дел не изменится, то возможно, что оба маршрута будут востребованы и перенаправления поставок с «Дружбы» не потребуется. Проект «Каспийский трубопроводный консорциум» (КТК). Нефтепроводная система КТК – крупнейший маршрут транспортировки нефти из Каспийского региона на мировые рынки. Пропускная способность КТК должна быть увеличена с 33 до 67 млн т в год. Работы по расширению КТК должны завершиться в 2014 году. С 2012 года по системе, как ожидается, будет прокачиваться 35–40 млн т нефти в год. Расширение мощностей в консорциуме считают обоснованным с учетом ожидаемого роста добычи нефти в Казахстане (КТК ориентирован в первую очередь на казахстанскую нефть). С учетом того, что Казахстан присоединился к проекту нефтепровода «Баку – Тбилиси – Джейхан», возникает вопрос о том, насколько КТК будет востребован по окончании его модернизации. В настоящий момент рост добычи нефти в Казахстане опережает развитие экспортных трубопроводных мощностей в регионе, поэтому актуальность увеличения мощностей КТК очевидна. Тем не менее, риск того, что в конце десятилетия нефтепровод окажется недозагружен, существует. Одним из факторов уменьшения этого риска может стать интенсивная разработка российских месторождений нефти на Северном Каспии. ОАО «Лукойл», в частности, предполагает через пять-семь лет довести объем добычи нефти в этом районе до 12–13 млн т в год. Трубопровод «Бургас – Александруполис». Трансбалканский трубопровод – новый маршрут, который позволит транспортировать нефть из портов Черного моря на рынки Европы, США и АТР через Болгарию и Грецию. Реализация этого проекта увеличит стабильность не только Балкан, но и всего мирового энергетического рынка. Строительство данного нефтепровода позволит России не только решить проблемы с проходом танкеров через черноморские проливы, но и станет еще одним козырем в отношениях с Турцией. Трубопровод будет заполнен за счет увеличения добычи нефти в Каспийском регионе и России и ориентирован на рост мирового спроса на углеводороды. Российская сторона в специально созданном консорциуме гарантирует загрузку нефтепровода, Болгария и Греция берут на себя обязательства предоставить благоприятный налоговый режим. Разногласия России с Болгарией заключаются в том, что последняя настаивает на повышении экологической эффективности проекта. Кроме того, ее не устраивает экономическая модель нефтепровода. Финансовая модель проекта, экологические и иные вопросы реализации «Бургас – Александруполиса» требуют дополнительных обсуждений. Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО). Реализация проекта ВСТО и вывод его на полную мощность в 80 млн т в год позволит России значительно увеличить поставки нефти в страны АТР и довести долю восточного направления в общем объеме экспорта нефти до 22–25% к 2030 году. При этом на рынке стран АТР доля российской нефти может вырасти до 7–10%, что сделает Россию зна-

2.2. Нефтяной аспект Основные рынки для экспорта нефти из России. Первая очередь Балтийской трубопроводной системы (БТС) позволила создать новое российское экспортное направление по транспортировке нефти через морской порт Приморск. Северобалтийское направление экспорта нефти в Европу будет расширено за счет строительства второй очереди Балтийской трубопроводной системы. Центральноевропейское направление экспорта предусматривает соединение трубопроводных систем «Дружба» и «Адрия» с целью увеличения экспорта нефти из России и стран СНГ через нефтеперевалочный терминал в порту Омишаль. Это позволит интегрировать в единую систему трубопроводные системы Центральной и Восточной Европы. Средиземноморское направление экспорта в Европу: развитие маршрутов транзита нефти прикаспийских стран СНГ на направлении Атырау – Самара; наращивание мощности нефтеналивных терминалов в Новороссийске; расширение системы трубопроводов КТК; строительство трубопровода «Бургас – Александруполис». Восточное направление экспорта нефти в Азию за счет строительства нефтепроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» (ВСТО) для транспортировки нефти на российский Дальний Восток и на рынки АТР. Балтийская трубопроводная система (БТС-2). Одной из целей строительства БТС-2 является увеличение объемов экспорта сырья. Кроме того, постепенный перевод мощностей с «Дружбы» на БТС-2 рассматривается как перспективный вариант. БТС-2 – хороший стимул для развития собственного российского танкерного строительства и перевалки на Балтийском побережье. Трубопровод начинается у российско-белорусской границы и соединяет действующую систему магистральных нефтепроводов и порт Усть-Луга в Ленинградской области. Далее танкеры будут доставлять сырье в европейские порты. Ожидается, что после выхода на проектную мощность БТС позволит создать профицит мощностей в транспортировке нефти. По оценкам, объемы транспортировки нефти по «Дружбе» после ввода в эксплуатацию БТС-2 снизятся на 27%. При этом объемы, которые Россия планирует перенаправить с «Дружбы» на нефтепровод БТС-2, будут зависеть от спроса на углеводороды в Европе. В настоящее время цена 12

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

чимым экспортером нефти для Китая, Японии и Республики Корея. Таким образом, отметка в 10% от рынка АТР может и должна стать целевой для российских нефтяных компаний. Основная цель строительства ВСТО – транспортировка нефти из нефтедобывающих районов Западной и Восточной Сибири на Дальний Восток и рынки АТР. Система будет технологически соединена с существующими магистральными трубопроводами «Транснефти», что позволит создать единую сеть для оперативного распределения потоков нефти по территории России в западном и восточном направлениях. Первоначальные объемы поставок могут быть обеспечены за счет Ванкора, Талакана и Верхней Чоны. Основными районами Западной Сибири, обеспечивающими ресурсную базу ВСТО в будущем, являются Томская область и ХантыМансийский округ. В августе 2010 года в районе Сковородино Амурской области был запущен российский участок нефтепровода «Сковородино – Мохэ – Дацин». С учетом растущего потребления энергоресурсов Китаю проект нефтепровода выгоден не меньше, чем России. В будущем предусматривается не только поставка нефти, но и организация ее переработки, а также развитие сети обеспечения нефтепродуктами в Китае. Планируется, что первоначальная мощность нефтепровода составит 15 млн т нефти в год. Это позволит в течение 20 лет поставить в КНР около 300 млн т нефти. Поставки российского сырья должны начаться в январе 2011 года. Важен синергетический эффект, так как сотрудничество с Китаем не ограничивается просто поставками сырья. Сторонами рассматривается полный комплекс: добыча – поставка – переработка нефти. Дальнейшее развитие сотрудничества поможет наращивать мощности добычи на месторождениях Восточной Сибири и всего проекта ВСТО.

3. ДИВЕРСИФИКАЦИЯ ТОВАРНОЙ СТРУКТУРЫ ЭКСПОРТА, ПОВЫШЕНИЕ ОБЪЕМА ВЫВОЗА ПРОДУКЦИИ С БОЛЕЕ ВЫСОКОЙ ДОЛЕЙ ДОБАВЛЕННОЙ СТОИМОСТИ Однако указанные задачи, особенно последняя, неразрешимы без глубокой модернизации российской нефтепереработки. Большинство российских НПЗ характеризуется высокой степенью износа основных фондов (до 80%); использованием устаревших, энергоемких и экологически несовершенных технологий; низкой долей деструктивных углубляющих процессов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, висбкрекинг, коксование) в технологической схеме переработки нефти; низким уровнем конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки. Российские НПЗ загружены в среднем менее чем на 80%. Большая часть предприятий сосредоточена в Поволжье и на Западном Урале. Второе и третье места по обеспеченности НПЗ занимают Сибирь (19%) и Центральная Россия (16%). Меньше всего НПЗ расположено на Юге, СевероЗападе и Дальнем Востоке. Таким образом, основная часть НПЗ сосредоточена в глубинных районах страны. Перечисленные факторы затрудняют организацию производства высококачественных видов топлива и поставок их на экспорт (в частности, не завершен переход на стандарт «Евро-3»). Экспортная направленность российской нефтяной отрасли дает основание считать необходимым строительство новых экспорт-ориентированных НПЗ для производства высококачественных нефтепродуктов вблизи морских терминалов на Северо-Западе, Дальнем Востоке и Юге России. Наращивание экспорта продукции нефтепереработки с высокой добавленной стоимостью возможно только на основе коренной модернизации отрасли. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года предусматривает опережающие темпы развития нефтеперерабатывающей промышленности. Согласно ЭС-2030 доля перерабатываемой нефти к 2030 году увеличится с 44% до 48–58%. Глубина переработки нефти возрастет с 72% до 83% к концу второго этапа и до 90% к концу третьего этапа. Выход светлых нефтепродуктов увеличится с 56,2% в 2005 году до 72,5–73% в 2030 году. В результате должен быть обеспечен опережающий рост производства и экспорта высококачественных видов топлива. При увеличении объемов переработки нефти не более чем на 30% рост производства бензина и дизельного топлива может составить 60% и более, при этом произойдет переход на стандарты «Евро-4» и «Евро-5» и последующие. ЭС-2030 предусматривает увеличение мощностей по первичной переработке нефти на экспортных НПЗ (Туапсинский НПЗ – до 12 млн т, «Киришинефтеоргсинтез» – до 12 млн т), а также строительство новых нефтехимических комплексов (Приморский НПЗ – 20 млн т).

Инновационное развитие ТЭК, заявленное в ЭС-2030 как ключевая задача российской энергетической политики, требует перехода от экспорта сырья к экспорту продуктов его переработки, повышения их сложности и качества. В настоящее время на сырьевые товары (сырая нефть, природный газ, угли) приходится 73% экспорта ТЭР России. На товары с более высокой добавленной стоимостью (нефтепродукты, СПГ, обработанные угли, электроэнергия, продукция ядерно-энергетического комплекса) – не более 27%. С 2004 года наметилась тенденция некоторого снижения доли сырьевых товаров в стоимости экспорта (с 79% до 73%). В связи с этим требуется создание условий для экспорта энергетической продукции с повышенной добавленной стоимостью. В частности, необходимо развитие экспорта: 1) качественных нефтепродуктов; 2) продукции газовой отрасли и газохимии с повышенной добавленной стоимостью; 3) обогащенных углей; 4) электроэнергии; 5) продукции ядерно-энергетического комплекса. 3.1. Развитие экспорта нефтепродуктов В настоящее время в российском экспорте преобладает продукция с низкой долей добавленной стоимости: мазут (51,6% стоимости), прямогонный бензин, другие низкокачественные нефтепродукты. Часть их используется на европейских НПЗ в качестве сырья, а не для поставок конечным потребителям. Доля высококачественных бензинов, дизельного топлива, керосина и других продуктов с повышенной добавленной стоимостью не превышает 25%. Из-за заниженных по отношению к сырой нефти таможенных пошлин на темные нефтепродукты экспорт мазута осуществляется по ценам ниже цен на сырую нефть, но при этом является для нефтяных компаний более прибыльным. Как следствие, экспорт нефтепродуктов фактически не может считаться экспортом со значительной добавленной стоимостью. Средние экспортные цены на тонну нефтепродуктов несколько ниже, чем на тонну нефти, именно в силу высоких объемов экспорта мазута. В результате при быстром росте экспорта нефтепродуктов (в 2 раза в 2000-е годы) о фактической вертикальной диверсификации экспорта и переходе к экспорту продуктов с высокой добавленной стоимостью говорить нельзя. Таким образом, необходимы, во-первых, повышение доли нефтепродуктов в структуре экспорта по отношению к экспорту сырой нефти, а во-вторых – сдвиг в рамках экспорта нефтепродуктов в пользу более сложной продукции. 14

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

3.2. Развитие экспорта СПГ и продукции газопереработки и газохимии Сжиженный природный газ. До 2009 года весь экспортируемый из России газ поставлялся по трубопроводам. Поставки СПГ на внешний рынок начались в первой половине 2009 года в рамках проекта «Сахалин-2». Объем экспорта СПГ составил 6,6 млрд куб. метров, или 3,6% общего экспорта из России. В 2010 году было отложено принятие окончательного инвестиционного решения о строительстве завода по производству СПГ в рамках освоения Штокмановского месторождения; в то же время продолжилась работа по подготовке строительства завода на Ямале в рамках проекта «Ямал-СПГ». Строительство СПГ-терминалов и судов для транспортировки СПГ позволит России повысить гибкость экспортных поставок природного газа и будет стимулировать развитие отечественных высокотехнологичных производств. Вместе с тем добыча газа, строительство СПГтерминалов и создание ледокольного флота для транспортировки СПГ в арктических условиях являются весьма дорогостоящими мероприятиями. В связи с этим рентабельность поставок будет зависеть от рыночной конъюнктуры и общей экономической ситуации в долгосрочной перспективе. Развитие газопереработки и газохимии. Важным направлением диверсификации товарной структуры экспорта является развитие газопереработки и газохимии. Суммарный объем переработки нефтяного и природного газа на ГПЗ в 2009 году уменьшился по отношению к 2008 году на 1,8% и составил 63,8 млрд куб. метров. По сравнению с 2005 годом объем переработки вырос на 10%, в основном за счет переработки попутного нефтяного газа, благодаря государственной политике, стимулирующей его утилизацию. Удельный вес нефтяного газа в переработке составил 36,9% (в 2008 – 35,3%), природного – 62,1% (в 2008 – 64,7%). На переработку было направлено 10,9% (в 2008 – 9,7%) от суммарной добычи газа. 48% разведанных запасов природного газа приходится на «жирный газ» (содержит тяжелые гомологи метана или сероводород), более 50% – на конденсат-содержащий газ, 9% – на залежи сероводород-содержащего газа, 30% – на этан-содержащие газы (концентрация этана более 3%). Указанные категории частично перекрываются. 13% запасов природного газа, преимущественно в Восточной Сибири, содержат гелий. Таким образом, эффективное использование сырьевого потенциала без развития газохимии невозможно. В России сложилась неоднозначная ситуация с перерабатывающими мощностями. В настоящее время газоперерабатывающая отрасль представлена 30 предприятиями по переработке газа и газового конденсата. За период с 2000 по 2009 год в стране не было введено ни одного ГПЗ, а многие из существующих работают с серьезной перегрузкой. Однако в 2007–2009 годах на целом ряде ГПЗ проведены значительные работы по модернизации. Так, ОАО «СИБУР Холдинг» и ведущие российские ВИК начали масштабные работы, направленные на сокращение объемов сжигания ПНГ и углубленную переработку углеводородного сырья. В сентябре 2009 года введен в эксплуатацию новый газоперерабатывающий комплекс на

Южно-Балыкском ГПК, планируется строительство ЮжноПриобского газоперерабатывающего завода. Вместе с тем для выхода на качественно новый уровень развития российской газопереработки и газохимии принятых мер совершенно недостаточно. Требуется массовое строительство новых газоперерабатывающих производств не только в Западной, но также и в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, где они жизненно необходимы для комплексного освоения нефтегазового потенциала этих регионов. Развитие переработки газа позволяет более рационально использовать ценные фракции углеводородного сырья и является базой для развития нефте- и газохимической промышленности. Товарной продукцией газохимии являются: сухой газ, сжиженный природный газ, автомобильные бензины, дизельные топлива, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженные углеводородные газы (СУГ), сера. Опережающий рост газохимии по отношению к добыче газа лежит в русле общемировой тенденции к переходу от топливного использования газа к химическому. В качестве перспективных рыночных ниш для российских производителей ЭС-2030 рассматривает производство полиэтилена высокой (ПЭВП) и низкой плотности (ПЭНП), полипропилена, поливинилхлорида (ПВХ) и метанола. Однако на всех указанных рынках российские производители сталкиваются с жесткой конкуренцией со стороны стран Ближнего Востока и Китая, где при государственной поддержке созданы крупнейшие центры производства, многократно превосходящие российские по объему. При этом на Ближнем Востоке, особенно в Саудовской Аравии, газохимия получает преимущество от низких и стабильных цен на природный газ (20–50 долларов за 1000 куб. метров). В России цены на природный газ для промышленных потребителей постоянно растут и уже в ближайшее время превысят 100 долларов за 1000 куб. метров. Это делает российскую продукцию неконкурентоспособной на внешних рынках, а строительство новых экспортных мощностей в пределах России – нерентабельным. Дополнительным фактором являются более высокие транспортные издержки изза удаленности основной части производств от моря. Между тем Россия переживает бум в потреблении полиолефинов и пластиков – ПЭВП и ПЭНП, линейного полиэтилена низкой плотности (ЛПЭНП), полипропилена (ПП), ПВХ, – вызванный увеличением спроса со стороны строительной и упаковочной отраслей. При этом потенциал для роста внутреннего рынка газохимической продукции велик: сегодня в России уровень потребления полиолефинов и пластиков на душу населения в 10 раз ниже, чем в США. Таким образом, в перспективе потенциал сбыта продукции газохимии связан преимущественно с внутренним рынком. Для наращивания экспорта необходимы устойчивое снижение цен на природный газ и коренная модернизация производства. Одним из перспективных направлений экспорта являются поставки СУГ и газового конденсата, которые отличаются более высокой стоимостью по сравнению с природным газом. В настоящее время поставки указанных продуктов попадают в систему единого экспортного канала4, в рамках 4

Федеральный закон № 117-ФЗ «Об экспорте газа» от 18 июля 2006 года.

урана (ВОУ) снимаемых ядерных боеголовок в низкообогащенный уран (НОУ) в рамках российско-американского соглашения ВОУ – НОУ. Договор действует с 1995 по 2013 год и предполагает поставки по ценам существенно ниже текущих рыночных. Россия с 2011 года сможет поставлять часть топлива на свободный рынок, а не в рамках менее выгодных поставок по ВОУ – НОУ. Доля России на мировом рынке услуг по обогащению урана составляет около 40%. Со стороны России эксклюзивным представителем на международном рынке услуг по обогащению урана и урановой продукции является компания «Техснабэкспорт» (Tenex). Мировой рынок ядерного топлива отличается высокой степенью концентрации. На четырех крупнейших поставщиков приходится 90% рынка, что приводит к жесткой конкуренции между ними. Доля ОАО «ТВЭЛ» на мировом рынке ядерного топлива составляет 17% (3–4-е место в мире). ОАО «ТВЭЛ» является основным поставщиком топлива для ядерных реакторов «российского образца», что представляет собой довольно существенную долю рынка (52 действующих реактора в России, странах СНГ, Восточной и Центральной Европе, Китае). Кроме того, совместно с компанией AREVA «ТВЭЛ» поставляет топливо для реакторов PWR/BWR в страны Западной Европы. В 2008 году объем экспорта корпорации «ТВЭЛ» составил 1,4 млрд долларов США.

которого исключительное право на поставки природного газа из России принадлежит собственнику Единой системы газоснабжения (ЕСГ), то есть ОАО «Газпром». Между тем рынки СУГ и конденсата являются независимыми от рынка природного газа как экономически (по составу потребителей и поставщиков, динамике и принципам ценообразования), так и технологически (указанные продукты не транспортируются по ЕСГ). Поскольку для ОАО «Газпром» указанные рынки не являются приоритетными, это сдерживает развитие экспорта СУГ, потенциал которого для России относительно велик. 3.3. Обогащение углей В угольной промышленности необходим переход к экспорту обогащенных углей и кокса. В связи с увеличением поставок российских энергетических углей на экспорт и высокими требованиями к уровню их зольности наблюдается некоторое увеличение охвата обогащением. За 2000–2009 гг. были построены пять новых обогатительных фабрик по переработке энергетических углей в Кемеровской и Иркутской областях, в Забайкальском крае. Объем переработки углей на обогатительных фабриках увеличился на 28,6% (на 24,3 млн т). Вместе с тем, для развития экспорта обогащенных углей необходимо установить внутренние российские стандарты качества углей, а также осуществить переход на стандартные марки углей. 3.4. Ядерно-энергетический комплекс Экспорт продукции ядерно-энергетического комплекса принципиально отличается от экспорта продукции других отраслей ТЭК и состоит не из сырьевых товаров или продуктов их переработки, а из сложных промышленных изделий, технологий и услуг, преимущественно с высокой добавленной стоимостью. В 2008 году общая экспортная выручка российского ядерно-энергетического комплекса в лице ОАО «Атомэнергопром» составила около 5 млрд долларов США, или 3% всего экспорта российского ТЭК. ОАО «Техснабэкспорт» увеличило объем экспортной выручки на 29% и довело ее до 3 млрд долларов. В 2009 году указанные показатели несколько снизились в связи с мировым финансово-экономическим кризисом, но в перспективе ожидается их рост. Россия является одним из лидеров мирового рынка ядерных технологий. ЗАО «Атомстройэкспорт» занимает на мировом рынке строительства АЭС примерно 20% (5 энергоблоков – Тяньваньская АЭС в Китае, АЭС «Куданкалам» в Индии, Бушерская АЭС в Иране, АЭС «Козлодуй» в Болгарии, первое место в мире). Россия занимает 5-е место в мире по объему добычи урана, 40% мирового рынка услуг по обогащению урана за счет наличия уникальной газоцентрифужной технологии, 17% рынка ядерного топлива (ОАО «ТВЭЛ»). Россия обеспечивает примерно 7% мировой добычи урана (3400 т из 50 600 т в 2009 году), но фактически занимает около 30% рынка (мировое потребление урана на АЭС в 2009 году составило 65 500 т). Рост российской доли происходит за счет зарубежных активов, поставок урана из складских запасов, а также преобразования высокообогащенного

3.5. Электроэнергетика По итогам 2009 года общий объем экспорта российской электроэнергии составил 17,9 млрд кВтч, или 1,8% от общего объема ее выработки в стране. Вследствие существенных технических различий в параметрах российской и большинства зарубежных энергосистем возможности экспорта электроэнергии из России ограничены. Помимо расширения сотрудничества со Скандинавией и странами ближнего зарубежья перспективным направлением экспорта электроэнергии является Китай, но для этого необходимо урегулирование разногласий относительно условий поставок. В 2007 году продажа электроэнергии в Китай осуществлялась в объеме 1,4 млрд кВтч в год, но была приостановлена из-за несогласия китайской стороны с тарифами, установленными ФСТ, которые оказались выше уровня, удовлетворяющего китайскую сторону. С первого квартала 2009 года в связи с изменением цен поставки возобновились.

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ СТАБИЛЬНЫХ УСЛОВИЙ НА ЭКСПОРТНЫХ РЫНКАХ, ВКЛЮЧАЯ ГАРАНТИРОВАННОСТЬ СПРОСА И ОБОСНОВАННОСТЬ ЦЕН НА ОСНОВНЫЕ ПРОДУКТЫ РОССИЙСКОГО ЭКСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ 4.1. Газовый аспект

затрат, а также об отсрочках в реализации проектов и даже об их сворачивании, в основном в результате ужесточения условий заимствования на финансовых рынках. Уменьшение притока инвестиций в энергетику будет иметь далеко идущие последствия. Продолжающееся снижение объема инвестирования в создание новых мощностей в среднесрочной перспективе, особенно в проекты со значительным сроком реализации, угрожает дефицитом поставок. Это приведет к новому скачку цен в последующие годы по мере восстановления спроса, что может стать ограничивающим фактором для развития мировой экономики. Кризис весьма негативно отразился на перспективах реализации многих инвестиционных проектов в России с участием национальных и зарубежных компаний, поскольку подавляющее большинство этих проектов было направлено на разработку труднодоступных месторождений и строительство дорогой газотранспортной инфраструктуры. Основная доля экспорта газа из России приходится на европейский рынок. Экспорт природного газа в дальнее зарубежье в 2009 году сократился на 23,9% и составил 120,5 млрд куб. метров. Снижение поставок в ЕС стало следствием сокращения общего потребления газа в Европе на 44 млрд куб. метров (до 555 млрд). В текущем году «Газпром» планирует восстановить свою долю на европейском рынке с 25% до 28%. Крупнейшими импортерами являются Германия, Турция, Италия, Франция, Польша, Венгрия, Чехия. Большинство европейских покупателей заключили долгосрочные контракты с Россией. Восточноазиатский рынок будет расти, но экспортные мощности в восточном направлении пока недостаточны и в долгосрочной перспективе по целому ряду причин не смогут компенсировать спада на европейском рынке. В сочетании с ростом поставок природного газа из стран Ближнего Востока это приведет к резкому ужесточению конкуренции на европейском и азиатском газовых рынках и к снижению доли России в мировом экспорте газа к 2030 году с 38% до 21%. Сдвиг на газовых рынках от долгосрочных контрактов с привязкой к ценам на нефть и нефтепродукты к спотовым контрактам на основе конкуренции «газ – газ» потребует перестройки системы сбыта российского природного газа, особенно в Европе. Обострение конкуренции между ведущими странами мира за контроль над районами добычи и транзита топливноэнергетических ресурсов усилит геополитическую конкуренцию в Центральной Азии. Необходимо укреплять по-

4.1.1. Газовый рынок в условиях посткризисного развития мировой экономики Глобальный финансово-экономический кризис увеличил волатильность энергорынков, и до настоящего времени не выработано единых обоснованных подходов к оценке перспектив выхода мировой экономики на устойчивую траекторию развития. В настоящее время при построении среднесрочного прогноза состояния энергетических рынков за основу берется гипотеза о том, что к 2015 году темпы роста совокупного мирового продукта достигнут 4,1%, а затем несколько уменьшатся, при этом средние темпы роста за период до 2030 года составят примерно 3,1% в год. Средние темпы экономического роста в странах ОЭСР составят 1,8%, а в остальных странах – 4,6% в год. В целом именно газовая отрасль обладает наилучшими перспективами развития среди отраслей топливной энергетики. Ключевой тенденцией в международной торговле природным газом станет рост доли СПГ и снижение доли трубопроводных поставок. Мировой рынок природного газа в рассматриваемой перспективе окончательно не сложится, поставки СПГ будут носить макрорегиональный характер (в рамках Атлантического и Тихоокеанского рынков). Доля спотовых поставок возрастет к 2030 году, но долгосрочные контракты по-прежнему будут занимать большую часть рынка, при этом основная их часть будет привязана к конкурентным ценам на природный газ. Несмотря на технический прогресс, уровень издержек в отрасли в целом будет возрастать. Рост потребления природного газа в странах ОЭСР в абсолютном выражении продолжится, несмотря на спад 2008– 2009 годов, хотя и меньшими темпами. Факторами роста будут: усиление ограничений на выбросы СО2 и рост спроса на тепловую и электрическую энергию. В развивающихся странах будет наблюдаться выраженный рост спроса. Мировой финансовый кризис и последовавшая за ним рецессия оказали значительное влияние на прогноз развития энергорынков, по меньшей мере на ближайшие пять лет. На угрозу экономического коллапса наиболее развитые страны ответили беспрецедентными и скоординированными мерами в области денежно-кредитной и налоговой политики. Во всем мире инвестиции в энергетику в 2008–2010 годах сократились. Большинство компаний, действующих в нефтегазовом секторе, объявили о снижении капитальных 17

зиции России, обеспечивая стабильный и низкозатратный путь транзита центральноазиатского газа. В условиях обострения конкуренции и избытка предложения необходимо более активно использовать переговорный путь управления рисками.

мой нефти к 2030 году достигнет 94%, от импортируемого газа – до 84%, а импорт твердых видов топлива составит 59% от их объема потребления. Главные поставщики газа в ЕС – Норвегия, Россия, Алжир и Нигерия. Доля «Газпрома» в структуре газопотребления Германии составила 44%, у других стран степень зависимости варьируется от нуля до 25%. Другая сторона зависимости Европы от российских поставок связана с установлением определенного контроля над стратегической энергетической инфраструктурой, в частности трубопроводами. Россия контролирует существенную долю поставок, продает и распределяет природный газ через принадлежащие ей компании и через совместные предприятия, а также приобретает крупные объекты энергетической инфраструктуры, такие как трубопроводы, нефтеперерабатывающие заводы, что в значительной степени повлияло на разработку и принятие Третьего энергопакета. Согласно данным Еврокомиссии, оценка объемов потребления газа к 2020 году при ценах на нефть на уровне 60 долларов за баррель составляет около 465 млрд куб. метров в год, из которых на долю импортного газа приходится около 340 млрд куб. метров. Возможное сокращение объемов потребления энергоресурсов в ЕС, прежде всего импортного газа, ставит под вопрос реализацию двух ключевых трубопроводных проектов – «Северный поток» и «Южный поток». «Газпрому», вероятно, придется сократить экспортные поставки по существующим трубопроводным мощностям с учетом возможного снижения спроса на газ в ЕС.

4.1.2. Система долгосрочных контрактов На мировом газовом рынке развита практика привязки центров производства газа к центрам продаж. Основная часть международной торговли осуществляется на основе долгосрочных контрактов, в которых заранее определены маршруты поставок. Современная контрактная система торговли российским газом с ЕС и странами СНГ основана на нескольких базисных понятиях, взаимосвязанных между собой по пакетному принципу (то есть изменяется одно – изменяется все): долгосрочные контракты, принцип «бери или плати»; формулы привязки цены газа; продажи на границе ЕС-15, территориальные ограничения продаж; транзит. Одним из основных проблемных вопросов в переговорном процессе последних лет является вопрос, связанный с обеспечением безопасности транзита до места назначения (destination clauses). Кроме того, существующая формула ценообразования с привязкой цены природного газа к цене мазута и газойля больше не соответствует рыночным реалиям. Важнейшим инструментом стабилизации рынка и разделения рисков является продление долгосрочных контрактов и увеличение поставок газа на условиях «бери или плати». По мере развития спотового рынка будет меняться и механизм ценообразования в долгосрочных контрактах – в уже заключенных контрактах будет вводиться индексация по спотовым ценам. Будут сокращаться обязательства покупателей по объемам, что повышает риски российских поставщиков. В случае кардинального изменения системы долгосрочных контрактов реальна угроза разрушения инструментов финансирования инвестиционных проектов, которые сложились в последние десятилетия на базе использования этих контрактов. 4.1.3. Спотовый рынок Спотовый рынок – рынок краткосрочных контрактов, где цена определяется соотношением спроса и предложения на момент сделки. В континентальной Европе на долю продаж СПГ по спотовым контрактам приходится порядка 10% от общего объема рынка СПГ, составляющего порядка 240 млрд куб. метров. Во время кризиса доля потребления СПГ возросла до 25%. Избыток дешевого газа на спотовом рынке приводит к тому, что потребители начинают настаивать на пересмотре условий долгосрочных контрактов. Именно с этим и столкнулся российский «Газпром» в отношениях с основными контрагентами.

4.1.5. Основные факторы риска спроса на российский природный газ и его поставок в Европу I. Возможные угрозы для стабильности спроса на российский газ в Европе кроются в ряде базовых концепций, влияющих на развитие энергетической политики Евросоюза. Концепция диверсификации потребления диктует необходимость снижения чрезмерной зависимости экономик стран-членов ЕС от поставок газа за счет развития атомной энергетики, альтернативных (в том числе и возобновляемых) источников энергии, а также за счет энергосбережения. Концепция географической диверсификации поставок. Около четверти всего природного газа, потребляемого ЕС, добывается в России. В этой ситуации ряд стран Евросоюза стремится диверсифицировать зависимость от России как поставщика природного газа. Таким образом, Россия может столкнуться с угрозой ослабления своих позиций на европейском газовом рынке. Для российского экспорта газа в Европу это может иметь большое практическое значение как по причине наибольшего удельного веса российского газа в совокупном объеме импорта газа в Европу, так и в связи с высокими рисками потерь газа при его транспортировке по технологическим и политическим причинам.

4.1.4. Роль Европейского региона в формировании мирового спроса на углеводороды К 2030 году Европа будет импортировать две трети потребляемых ею энергоресурсов. Зависимость от импортируе-

II. Динамика цен на газ на европейском рынке. Несмотря на доминирующую роль России на этом рынке, российский природный газ не является ценообразующим фактором. Прогноз цен сильно осложняется из-за необ18

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

ходимости учета последствий либерализации рынка газа. Неопределенность в прогнозировании цен на европейском рынке резко повышает плату за привлекаемый капитал и риски стратегических поставщиков газа.

Формируются параметры сотрудничества ФСЭГ с ОПЕК, МЭА и другими международными энергетическими организациями с целью более эффективного содействия управлению рынком природного газа. Главной задачей ФСЭГ является повышение предсказуемости мировой газовой отрасли. Форум прилагает усилия для создания механизма координации действий его членов, а также информационной базы для совместного использования и защиты общих интересов стран-членов, но с учетом сложностей кризисного развития энергорынков влияние ФСЭГ может проявиться лишь через 10 лет.

III. Динамика спроса на поставки российского газа. Неопределенность емкости европейского рынка для природного газа из России обусловлена двумя составляющими: неопределенностью в отношении объемов будущего спроса на газ и неопределенностью относительно той доли, которую российский газ сможет получить на рынке. Доля поставок российского газа в Европу держится на уровне 25–28%. С учетом стратегии ЕС по диверсификации источников поставок энергоносителей, увеличения этой доли не ожидается.

4.2. Нефтяной аспект В настоящее время нефтяная отрасль является крупнейшей в мировом топливно-энергетическом комплексе, обеспечивая до 35% конечного потребления энергии и производства первичных энергетических ресурсов. В целом мировое потребление нефти до 2030 года будет расти. Абсолютный объем потребления нефти в странах ОЭСР начал сокращаться с 2006 года. Эта тенденция продолжится. В развивающихся странах, напротив, до 2030 года будет наблюдаться рост спроса. Международная торговля в 2008 году обеспечила 67% мирового потребления нефти, а к 2030 году эта доля может увеличиться до 80%. По мере истощения запасов нефти в большинстве регионов мира доля Ближнего и Среднего Востока в мировой добыче и экспорте нефти будет расти. Масштабная авария на платформе компании British Petroleum на глубоководном шельфе Мексиканского залива резко обострила значимость экологических проблем в нефтедобыче. Более того, эта авария, происшедшая в момент скрытого внутреннего кризиса нефтяной отрасли, может вызвать далеко идущие последствия, сравнимые с воздействием Чернобыльской аварии на атомную энергетику. Рост издержек, политических и экологических рисков накладывается на общую перспективу замедления роста спроса на нефть. Уровень цен на нефть до 2020 года будет иметь устойчивую тенденцию к росту, несмотря на существенные колебания. После 2020 года вероятна трансформация энергетического рынка в энергосервисный, что поставит цены на нефть в зависимость от цен на конечные потребительские услуги или технологии. В этом случае возможно затяжное падение цен на нефть по мере роста межтопливной конкуренции и превращения нефти в «ресурс вчерашнего дня». Роль биржевой торговли (в настоящее время доминирующей в ценообразовании, но не в реальных поставках) будет снижаться, в то время как роль межотраслевой конкуренции – расти. С нефтяной отраслью связаны наибольшие риски и неопределенности мировой энергетики. Ценовая ситуация на мировом энергетическом рынке и геополитическая обстановка в мире резко изменятся после осознания реальной перспективы отхода от нефти и значительно раньше, чем такой отход и падение потребления фактически произойдут. Осложнится положение России, которая будет вынуждена форсировать диверсификацию экспорта и национальной экономики.

IV. Обеспечение транзита российского газа в Европу. Транзит газа – давняя проблема России, связанная с целым комплексом неопределенностей и политических факторов. Среди причин значительного сокращения закупок российского газа со стороны ЕС превалирует коммерческая компонента – недостаток гибкости в ценовой политике «Газпрома» (другие поставщики газа быстрее снижали цены), однако такое поведение, несомненно, отражает отношение к «Газпрому» как к поставщику, в определенной мере утратившему доверие на рынке. V. Риски поставок, в том числе инвестиционные риски. При расчетной цене нефти ниже 50 долларов за баррель и газа – 225 долларов за тыс. куб. метров освоение большинства удаленных месторождений становится нерентабельным. Удельные затраты на освоение указанных месторождений достигают 200 долларов за тыс. куб. метров. Неопределенность в таких вопросах, как объем будущего спроса на нефть и природный газ в странах Евросоюза, способность России удовлетворить этот спрос, характер регулирования энергетического сектора обеими сторонами и др., тормозит инвестиционную активность. Система долгосрочных контрактов на поставку газа – единственный надежный способ привлечения инвестиций в геологоразведку и добычу этого вида сырья в России. Принятие Третьего энергопакета резко снизило инвестиционную привлекательность ЕС для российских компаний. 4.1.6. ФСЭГ как платформа для диалога производителей и потребителей газа ФСЭГ призван представлять интересы производителей и экспортеров газа на международной арене, способствовать защите их интересов в отношениях с потребителями, а также выражать согласованную позицию по наиболее важным вопросам текущего состояния и перспектив развития газового рынка. В настоящее время организация переживает этап становления, и ее деятельность пока носит преимущественно информационный характер. Россия поддерживает деятельность ФСЭГ с тем, чтобы форум стал платформой для всестороннего диалога между поставщиками и потребителями, а также исполнял роль аналитического центра. 19

4.2.1. Посткризисное развитие нефтяного сектора Нефтяные проекты в секторе «апстрим» попали под влияние финансового кризиса в значительно большей степени, чем газовые проекты. Сокращение затрат наиболее выражено в регионах с самыми большими затратами на разработку – в Северной Америке, России и на Северном море. Снижение притока инвестиций, откладывание сроков реализации проектов или их закрытие приведет к неминуемому сокращению ввода дополнительных мощностей по добыче сырой нефти и в нефтепереработке, а также по транспортировке углеводородов примерно к 2015 году. Чем быстрее восстановится посткризисный спрос, тем более вероятна потребность в дополнительных мощностях. ЕС является самым крупным в мире импортером нефти, он импортирует 82% потребляемой нефти (около 30% объема импорта – из России). Ожидается, что в следующие 25 лет доля импорта вырастет до 94%. Экспорт российской нефти на европейский рынок до 2015 года будет медленно снижаться и достигнет 180 млн т. Зарубежные позиции российских энергетических компаний слабее по сравнению с ведущими международными нефтяными компаниями. Ценообразование при экспорте и на внутреннем рынке зависит от иностранных бирж. Практически отсутствует международная биржевая торговля нефтью и нефтепродуктами с расчетами в рублях. Снижение объемов потребления на европейском (ключевом для России) рынке, при росте объемов потребления в Азии, потребует переориентации поставок нефти на азиатский рынок. При этом цены будут оставаться крайне волатильными, что будет оказывать негативное воздействие на инвестиционные процессы в отрасли. Вместе с тем усилится роль России как важнейшего независимого от ОПЕК поставщика энергетических ресурсов. В случае падения цен (после 2020 года вероятна стабилизация цен на уровне 25–35 долларов за баррель в ценах 2010 года) конкурентоспособность российской нефтяной отрасли упадет. Чтобы избежать кризиса отрасли, необходимо повышение ее эффективности. К 2030 году прибыльность нефтяного бизнеса может радикально снизиться из-за роста издержек при стагнации цен, что приведет к банкротству неэффективных компаний и сворачиванию добычи в регионах с высокими издержками.

Важную роль играют международные нефтяные биржи – NYMEX в Нью-Йорке и IPE Futures в Лондоне, которые контролируют мировые базовые цены и большую часть свободно продаваемого объема нефти с помощью нефтяных фьючерсных контрактов на сырую нефть двух видов – «северо-техасская средняя» нефть и сорт «брент» из Северного моря. Вместе с выводом торгов нефтяными фьючерсами на две основные биржи Лондона и Нью-Йорка ОПЕК потеряла контроль над ценами на нефть, который, соответственно, перешел в мировые финансовые центры. Таким образом, основными причинами волатильности цен являются: а) структурные причины (спрос и предложение являются неэластичными по цене; влияние появления нетрадиционной нефти, труднодоступной нефти и третичных методов повышения нефтеотдачи); б) несовершенство модели нефтяного рынка: важнейшие нефтяные потоки труднодоступны для торговли, маркерные сорта нефти не соответствуют реально торгуемым сортам на рынке, «порочный» круг волатильности и спекуляций. 4.2.3. Основные факторы риска спроса на российскую нефть и ее поставок При падении цен на нефть резко увеличивается волатильность мирового рынка нефти, замедляются инвестиционные процессы, откладывается реализация стратегически важных проектов, что еще более подталкивает волатильность и неопределенность рынка. Риски формирования «мыльных пузырей» на нефтяном рынке наиболее серьезны для стран-производителей, и в частности для России. Объективная неопределенность, связанная с недостатком информации о подтвержденных запасах в основных нефтедобывающих странах, и в целом резкое снижение числа вновь открытых месторождений на фоне устойчивого роста спроса приводят к распространению представлений о том, что нехватка нефти возможна уже в близкой перспективе. Серьезным вызовом стабильности и предсказуемости энергетического сектора стали события, связанные с комплексом вопросов сохранения климата, энергосбережения, альтернативных источников энергии. Сторонники радикальных мер сформулировали требования к развитым странам по снижению выбросов парниковых газов. Попытки ускоренного ухода от углеводородной зависимости предполагают в ряде случаев значительное государственное субсидирование. Система рисков для нефтетранспортной инфраструктуры характеризуется значительным потенциалом политических и институциональных рисков. Кроме того, риски поставок включают: финансово-экономические, организационноуправленческие, конъюнктурно-сбытовые, ресурсные, производственно-технологические риски.

4.2.2. Существующая система контрактов на поставку нефти В настоящее время ценообразование в рамках всех видов контрактных сделок привязано к биржевому ценообразованию. Цена на сырую нефть формируется независимо от традиционного соотношения спроса и предложения. Она контролируется сложной системой финансового рынка и четырьмя основными англо-американскими нефтяными компаниями. Более 60% сегодняшней цены на сырую нефть – чистая спекуляция, продвигаемая трейдерскими банками и хедж-фондами. Процесс формирования сегодняшних цен на нефть непрозрачен и регулируется основными банками, работающими в нефтяной сфере, такими как Goldman Sachs или Morgan Stanley.

4.2.4. Роль ОПЕК как платформы для диалога производителей и потребителей нефти ОПЕК была учреждена для создания механизма реагирования на катастрофическое для нефтедобывающих стран снижение цен на нефть. В настоящее время ОПЕК серьезно 20

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

влияет на формирование объема предложения на рынке нефти и может играть существенную стабилизирующую роль. Вместе с тем в последние годы возросла роль независимых от ОПЕК экспортеров нефти, поэтому меры по ограничению добычи нефти в странах ОПЕК в результате резкого ухода от пиковых значений цены в середине 2008 года не смогли существенно повлиять на снижение мирового спроса. В условиях глобального экономического кризиса энергетический диалог России как крупнейшего независимого производителя с ОПЕК приобретает особое значение для стабилизации мировых рынков. Кроме того, в перспективе после 2015 года прогнозируется увеличение доли странчленов ОПЕК на мировом рынке нефти. 4.3. Разработка механизмов разрешения противоречий между поставщиками, потребителями и транзитерами. Механизм раннего предупреждения После 2015 года Россия столкнется с риском снижения рентабельности нефтяного и газового бизнеса из-за опережающего роста издержек в силу сдвига добычи в районы нового освоения и высокой доли трудноизвлекаемых запасов в общей структуре запасов углеводородов. Реализация любых рисков обеспечения стабильности и безопасности поставок российских углеводородов снижает конкурентоспособность российского экспорта. На фоне повышения предложения энергоресурсов странами Ближнего Востока, где издержки значительно меньше, чем в России, главной внешнеполитической задачей РФ в сфере энергетической дипломатии становится управление рисками дипломатическими методами. В рамках Энергодиалога Россия – ЕС был накоплен полезный опыт по созданию двустороннего инструмента прогнозирования ситуации на энергетических рынках и реагирования на чрезвычайные ситуации – Механизма раннего предупреждения. МРП основан на использовании процедур получения, обмена и согласования аналитической информации, касающейся возможных проблем и путей их решения, в рамках Энергодиалога Россия – ЕС. Пробное использование инструмента МРП в ходе конфликта с Украиной в 2009 году продемонстрировало эффективность подхода МРП к разрешению противоречий между поставщиками, потребителями и транзитными государствами. Необходимо продолжить работу над совершенствованием МРП. Многие элементы этого инструмента в перспективе могут быть перенесены на глобальный уровень.

5. УКРЕПЛЕНИЕ ПОЗИЦИЙ ВЕДУЩИХ РОССИЙСКИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЙ ЗА РУБЕЖОМ 5.1. Общие положения В России сформировалась активная группа нефинансовых транснациональных компаний с зарубежными активами в размере свыше 50 млн долларов США. Лидирующие позиции в этой группе занимают компании энергетического сектора: «Газпром», «Лукойл», «Зарубежнефть», «Роснефть». Из них две – «Газпром» и «Лукойл» – обладают активами в размере более 10 млрд долларов. Крупные российские энергетические компании увеличивают свое присутствие за рубежом, поскольку в ближайшей перспективе условием успешного развития станет их вхождение в число крупнейших международных игроков. Чтобы оценить возможности развития зарубежного бизнеса российских энергетических компаний, необходимо проанализировать их взаимодействие – партнерство и конкуренцию – с крупнейшими национальными и международными нефтяными компаниями, которые являются ядром мирового энергетического бизнеса. В их число входят 6 МНК (ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, Chevron, ConocoPhillips, Total) и 7 ННК (Saudi Aramco, PetroChina NIOC, PdVSA, Petrobras, Petronas, Pemex). На указанные компании приходится около половины доказанных запасов нефти, около половины ее мировой добычи и около 40% нефтеперерабатывающих мощностей. Капитализация этих компаний даже после резкого падения цен на нефть в конце 2008 года составляла 2,28 трлн долларов США. На долю национальных компаний приходится большая часть запасов и объемов добычи; международные компании, в свою очередь, занимают лидирующие позиции в сегментах нефтепереработки, торговли нефтью и нефтепродуктами и оказывают большее влияние на формирование структуры рынков. ОАО «Газпром» среди ННК стоит особняком, поскольку в первую очередь это газовая компания, но она одновременно является крупным производителем нефти. Взаимодействие с национальными нефтегазовыми компаниями. На фоне роста цен на нефть в последнее десятилетие ННК получили доступ к капиталу и возможность приобретения технологий и оборудования, что сделало их более независимыми. В связи с дефицитом запасов углеводородов в странах происхождения целый ряд ННК начал активную международную экспансию, и их деятельность приобрела глобальный характер, что обострило конкуренцию за ресурсы. Национальные компании на сегодня контролируют основную часть энергоресурсов, по существу являясь неофициальными органами государственной власти и управления. Государственный пакет акций в них варьируется от 50% до 100%, в наиболее крупных национальных компаниях он приближается к 100%. Деятельность национальных компаний в мировом экономическом пространстве способствует расширению геополитического влияния стран и реализации

их национальных интересов. Однако противоречие между стратегическими интересами государства и интересами акционеров (максимизации прибыли и капитализации компании) усложняет деятельность ННК. Сотрудничество с международными нефтяными компаниями и создание консорциумов. В энергетике практика консорциумов имеет большие перспективы, так как по мере усложнения условий реализации проектов, роста необходимого объема инвестиций, потребности в новейших технологиях возрастают и требования к компаниям, реализующим проекты. В рамках международных консорциумов сотрудничество ведется не только на частном, но и на государственном уровне. Для принимающей стороны важен тот факт, что консорциумы, как правило, создаются для реализации проектов, осуществление которых собственными силами проблематично. Участники консорциума получают возможность усилить роль на международной арене, разделить риски, повысить репутацию за счет участия в сложных и масштабных проектах. Немаловажно, что стороны сохраняют свою независимость, являясь юридически самостоятельными партнерами. Российским компаниям участие в международных энергетических консорциумах позволяет диверсифицировать деятельность, получить необходимые знания и опыт работы совместно с крупными иностранными нефтегазовыми компаниями, закрепиться на различных региональных энергетических рынках. В перспективе до 2030 года в мире будет возрастать роль национальных нефтяных компаний по мере накопления ими капитала в связи с тенденцией к росту цен на энергоресурсы, получения технологического и управленческого опыта по мере их вовлечения в реализацию сложных и масштабных проектов. Их влияние будет особенно заметно на рынках развивающихся стран, где будет наблюдаться устойчивый рост потребления энергоресурсов. Однако в случае смены приоритетов в сторону диверсификации источников энергии, повышения энергоэффективности и энергосбережения влияние национальных компаний будет снижаться. Международные нефтяные компании, утрачивая возможность контролировать большую часть мировых запасов углеводородов, но обладая при этом значительными финансовыми средствами и технологическим потенциалом, пойдут по пути активного участия в трансформации энергетического рынка в энергосервисный. Они будут постепенно отходить от традиционной деятельности в сегменте геологоразведки и разработки углеводородных ресурсов к инновационным видам деятельности: глубоководной добыче углеводородов на шельфе, добыче некондиционной нефти и газа (тяжелые нефти, битуминозные пески, сланцевый газ, метан угольных пластов и т.д.), увеличению глубины переработки углеводородов, нефте- и газохимии, предоставлению энергосервисных услуг. 22

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Инвестиционные стратегии. Стратегии зарубежной экспансии большинства российских энергетических компаний формировались в период высоких мировых цен на углеводороды, чем была вызвана некоторая переоценка возможностей для развития их зарубежного бизнеса. Однако в ходе мирового финансово-экономического кризиса многие российские компании провели оптимизацию своих инвестиционных программ с целью повышения приоритетности наиболее эффективных проектов и избавления от активов с низкой рентабельностью. Кризис не привел к сокращению финансирования стратегических инфраструктурных проектов. В целом российским энергетическим компаниям удается успешно скорректировать свои инвестиционные планы в современных экономических условиях. Оценивая текущее состояние и перспективы работы российских компаний за рубежом, необходимо учитывать, что вопросы экономического и инвестиционного сотрудничества в энергетической сфере являются весьма политизированными. Как правило, концепции обеспечения национальной безопасности отдельных стран и/или интеграционных объединений содержат весьма обширные разделы, касающиеся вопросов энергетической безопасности. Соответственно, помимо чисто коммерческих стимулов важную роль в развитии международного сотрудничества в энергетической сфере играют такие факторы, как уровень развития и качество двусторонних отношений России с теми государствами, в которых работают или собираются работать российские компании. При этом как государственные, так и частные компании вынуждены учитывать в большей или меньшей степени политические мотивы и сочетать собственные деловые интересы с внешней политикой страны происхождения, а также тех иностранных государств, на территории которых реализуются бизнес-проекты. Ниже рассмотрены современная ситуация и перспективы развития российского энергетического бизнеса за рубежом в различных сегментах – от геологоразведки и добычи до энергетического инжиниринга и розничной торговли энергоресурсами – с учетом их взаимодействия с другими важнейшими участниками энергетических рынков.

вать стратегию взаимодействия с этими странами таким образом, чтобы избегать прямой конкуренции, однако с введением в эксплуатацию нескольких новых трубопроводов и планированием все новых маршрутов стимулы к достижению договоренностей с Россией у этих государств ослабевают. Вместе с тем, поскольку указанные страны в значительной степени ориентированы на привлечение иностранных инвестиций для развития энергетического сектора, для российских компаний открываются перспективы сотрудничества и возможности маневра. Важной частью бизнеса «Газпрома» является покупка добываемого в странах СНГ природного газа с целью его дальнейшего реэкспорта на рынки основных потребителей. «Газпром» имеет большой опыт работы с компаниями стран СНГ и в средне- и долгосрочной перспективе заинтересован в реализации совместных проектов во всех сегментах цепочки от добычи до конечного потребителя. Однако наиболее приоритетная задача компании – включение газа стран Центральной Азии в свой ресурсный портфель. Российские компании также являются важнейшими поставщиками энергоресурсов для стран СНГ, не обладающих собственными запасами. В рамках контракта между компаниями «Газпром экспорт» и «Туркменгаз» осуществляется закупка туркменского газа. «Узбекнефтегаз» сотрудничает с «Газпромом» в части экспорта и транзита природного газа. «Лукойл», «Итера», «Роснефть», «Зарубежнефтегаз» и другие компании осуществляют проекты по добыче энергоресурсов в государствах Центральной Азии и Азербайджане. Степень вовлеченности, организационно-правовая форма и механизмы участия российских компаний в проектах различны, но в целом российский бизнес присутствует во всех сегментах энергорынка (геологоразведка и добыча, транспортировка, переработка, розничная торговля, инжиниринг). Вместе с тем масштабы российского присутствия в регионе представляются в целом достаточно скромными, а российские позиции не являются ни доминирующими, ни ведущими. Особенно это касается таких принципиально важных аспектов, как инвестиции и технологии, добыча нефти и газа, а также глубокая переработка углеводородов. Более 60% нефтегазовых ресурсов Центральной Азии находится под контролем западных и китайских компаний, которые активно участвуют в разработке именно наиболее крупных, хотя и более сложных в освоении месторождений. Основными рисками для развития российского бизнеса в регионе являются сохранение сырьевой направленности, а также отсутствие необходимой технологической базы и управленческих навыков для участия в реализации технически сложных проектов, а в некоторых случаях – отсутствие заинтересованности в реализации таких проектов. Рынок СНГ остается очень перспективным для участия в тендерах на нефтегазовый инжиниринг, так как центральноазиатские государства приняли за основу принцип многовекторности экспорта. Однако проникнуть на рынки строительства энергетической инфраструктуры в СНГ российским компаниям непросто в связи с высокой конкуренцией со стороны как национальных, так и иностранных компаний.

5.2. Современная ситуация и перспективы деятельности российских энергетических компаний за рубежом 5.2.1. Содружество Независимых Государств Страны СНГ являются традиционными экономическими и политическими партнерами России. В СНГ работают все крупнейшие российские энергетические компании. Наибольший интерес для них представляют проекты по разработке углеводородных месторождений Центральной Азии и Каспия, производству электроэнергии и созданию инфраструктуры для транспортировки энергоресурсов. Благодаря крупным запасам нефти и газа и быстрому наращиванию добычи углеводородов в Азербайджане, Казахстане, Туркменистане и Узбекистане эти страны становятся важными участниками международного энергетического рынка, являясь в определенном смысле конкурентами России на традиционных и перспективных рынках. До последнего времени российским компаниям удавалось выстраи23

5.2.2. Европа Важнейшим регионом, представляющим интерес для российской энергетики, является Европа – основной импортер российских энергоресурсов. Деятельность в Европе направлена на сохранение и даже увеличение доли нефтегазового рынка, контролируемой российскими компаниями, в сегментах поставок углеводородов, переработки и сбыта конечному потребителю. Российские компании заинтересованы в рынках стран-лидеров мировой экономики и крупных потребителей энергоресурсов (Германия, Франция, Италия, Великобритания), а также стран Центральной и Восточной Европы, практически полностью зависящих от импорта из России и отличающихся меньшей ценой вхождения на свои рынки. Однако перспективы работы российских компаний в ряде государств Европы сужаются по политическим причинам, а также в связи с принятием Третьего энергетического пакета. До принятия Третьего энергопакета ОАО «Газпром» стремился укрепить свои позиции в сегменте розничной торговли природным газом в Европе. Одним из направлений маркетинговой стратегии «Газпрома» было развитие электроэнергетического бизнеса на зарубежных рынках. Планы российских нефтяных компаний в Европе в большей степени ориентированы на сектор «даунстрим», хотя имеются и небольшие проекты в сегменте геологоразведки в Восточной Европе. Стратегия развития бизнеса «Лукойла» в Европе предусматривает приобретение нефтеперерабатывающих активов, поскольку именно сегмент «даунстрим» обеспечивает «Лукойлу» лидерство по объему выручки. Следующим этапом стратегии закрепления на западноевропейских рынках может стать приобретение розничных сетей торговли нефтепродуктами. «Лукойл» владеет розничными сетями в Европе и стремится к их расширению, поэтому в его планы входит наращивание собственных мощностей нефтепереработки через приобретение долей европейских НПЗ. В структуру Группы «Лукойл» в Европе входят 4 нефтеперерабатывающих завода (в Болгарии, Румынии, на Украине и в Италии) суммарной мощностью 22 млн т в год. Скупая активы, «Лукойл» стремится проникнуть на западноевропейские рынки нефтепереработки, а затем и торговли нефтепродуктами. «Зарубежнефть» находит перспективной деятельность на рынке Восточной Европы и планирует инвестировать в проекты различных сегментов на Балканах – от геологоразведки до розничной торговли нефтепродуктами – около 1 млрд долларов. «Роснефть» также интересуется нефтеперерабатывающих активами, в частности, обсуждается вопрос о приобретении долей в четырех НПЗ в Германии у компании PdVSA. Однако эта сделка носит в большей степени политический характер и связана с заинтересованностью «Роснефти» возможными проектами в Венесуэле.

щееся сотрудничество в этой сфере с Вьетнамом, а также новые и, по предварительным оценкам, довольно перспективные проекты на шельфе Индии. В последние годы развивается сотрудничество российских и азиатских компаний по разработке месторождений в третьих странах. Первоочередными регионами для экспансии станут Северная Африка и Латинская Америка (имеются планы по реализации совместных проектов на Кубе). Важно отметить, что наблюдается тенденция динамичного расширения бизнеса российских компаний в АТР, и в частности в Китае, а также увеличение числа совместных проектов с компаниями региона на территории России. Между российскими и зарубежными компаниями подписан ряд соглашений о стратегическом сотрудничестве и заключены соглашения по реализации отдельных крупномасштабных проектов. Эта тенденция в значительной степени обусловлена целенаправленной государственной политикой таких энергодефицитных государств, как Китай, Япония, Южная Корея и др., по формированию условий для обеспечения национальной энергетической безопасности. Имеются в виду диверсификация поставок, участие в проектах по добыче углеводородов за рубежом, строительство и диверсификация энерготранспортной инфраструктуры и др., а также активными действиями России, направленными на обеспечение стабильных рынков для экспорта российских энергоресурсов в АТР. При этом важно отметить, что даже Япония, которая десятилетиями придерживалась стратегии, не предусматривающей участия японских компаний в добыче энергоресурсов за рубежом, в последние годы последовательно отходит от этого правила. Правительство Южной Кореи поставило задачу увеличить долю нефти, добываемой KNOC (Корейская национальная нефтяная корпорация, полностью принадлежит государству) за пределами страны, в чистом импорте нефти до 10% в 2010 году. Соответственно, KNOC активно интересуется проектами по добыче и транспортировке углеводородов на востоке России. Чтобы гарантировать поставки из России, южнокорейские компании готовы принять участие в дорогостоящих инфраструктурных проектах. В частности, Южная Корея изъявила готовность рассмотреть возможность строительства ответвления от второй очереди ВСТО на полуостров, которое может быть построено параллельно с газовым маршрутом. «Роснефть» приступила к реализации масштабных планов, связанных с выходом на рынок конечного потребителя в Китае. В рамках деятельности Российско-китайской восточной нефтехимической компании планируется строительство в Китае НПЗ мощностью 10 млн т в год и стоимостью 3 млрд долларов. Предполагается, что помимо завода СП будет владеть от 300 до 500 АЗС на территории Китая. Таким образом, «Роснефть» получает доступ на китайский рынок нефтепереработки и розничной торговли нефтепродуктами, который, несмотря на кризис, считается весьма перспективным. В сентябре 2010 года «Газпром» и крупнейшая нефтегазовая компания Китая CNPC подписали «Расширенные основные условия поставок газа из России в Китай», которые стали дополнением к соответствующему «Рамочному соглашению», заключенному компаниями в 2009 году. Поставки

5.2.3. Азиатско-Тихоокеанский регион У российских компаний не много проектов по добыче в АТР, поскольку запасы углеводородов здесь не столь значительны и не представляют особого интереса для крупных российских компаний, обладающих большими запасами в России. Тем не менее, имеется устоявшееся и развиваю24

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

российского газа в Китай могут начаться в 2014–2015 годах. В 2007 году «Лукойл» и CNPC подписали соглашение о стратегическом сотрудничестве. Компании планируют расширять взаимодействие по действующим проектам, а также сотрудничать в перспективных проектах по геологоразведке и разработке месторождений, переработке нефтегазового сырья и производству нефтепродуктов в третьих странах, где у компаний имеется опыт успешного сотрудничества. «Роснефть» намерена реализовать с Sinopec проект строительства НПЗ мощностью 20 млн т нефти и глубиной переработки нефти более 95% на территории России в бухте Козьмино (конечной точке нефтепровода ВСТО). Рынок строительства энергетической инфраструктуры АТР является одним из наиболее перспективных в мире, несмотря на мировой экономический кризис. Для российских компаний преимуществом являются традиционные экономические и политические связи стран региона с Российской Федерацией. Среди важнейших вызовов следует выделить сложные условия конкуренции с местными компаниями (особенно китайскими и японскими), которые имеют достаточно высокий уровень квалификации при низкой стоимости услуг, а также пользуются всесторонней поддержкой государства.

и переработки углеводородов и успешно развивает сотрудничество с российскими компаниями. Ресурсный потенциал Ирана привлекает иностранные компании, которые, несмотря на высокие риски, стремятся участвовать в освоении иранских запасов. «Газпром» намерен стать ведущим игроком в Иране. Он предлагает использование своих технологий, создает инфраструктуру, строит транспортные сети. Иран, сотрудничая с российской компанией, рассчитывает получить политическую защиту в конфликтах с западными странами. «Газпром» участвует в проекте разработки газоконденсатного месторождения «Южный Парс» совместно с французской компанией Total и малазийской Petronas. Рассматривается возможность осуществления на долгосрочной основе разменных операций и поставок российского газа в северные районы Ирана через Азербайджан в обмен на вывоз иранской нефти танкерами или доставку газа на границу с Турцией. Возможно участие «Газпрома» в создании в Иране газораспределительной сети, которая позволила бы соединить промышленный север с газоносными провинциями на юге. В целом предпринятые за последние годы усилия по поддержке деятельности российских компаний на Ближнем Востоке на межгосударственном уровне дают свои плоды. Необходимо последовательно продолжать оказание такой поддержки и в будущем, особенно с учетом объективной необходимости налаживания двустороннего диалога с государствами-членами ОПЕК и другими крупными экспортерами энергоресурсов с целью координации усилий по проблеме стабилизации мировых энергетических рынков.

5.2.4. Ближний Восток В сферу стратегических интересов России входит Ближний Восток – регион, где сконцентрированы ведущие страны-производители нефти и газа и с которым исторически сложились тесные контакты в энергетическом секторе. Российские компании видят большие перспективы для развития на Ближнем Востоке. Так, «Лукойл» поставил задачу сосредоточить к 2013 году до 25% своих международных проектов на Ближнем Востоке и в Северной Африке. До последнего десятилетия компании Ближнего Востока не являлись прямыми конкурентами российским нефтяным компаниям, поскольку большая часть их экспорта приходилась на рынки США и АТР. Однако в последние годы компании из стран Персидского залива начали пересматривать свою экспортную стратегию и политику ценообразования. Это связано с появлением в АТР новых объемов российской нефти, поставляемой по трубопроводу ВСТО, и планами по наращиванию трубопроводного экспорта из России в восточном направлении. В частности, снижается экспорт из Саудовской Аравии на традиционный рынок – США, сравниваясь по объемам с экспортом в направлении Китая. Российская нефть находится ближе и по мере роста поставок сможет вытеснить определенные объемы ближневосточного сырья с рынка АТР, но даже после выхода ВСТО на мощность в 50 млн т в год эти объемы будут гораздо меньше, чем поставки из стран Ближнего Востока. Саудовская Аравия также продолжает попытки завоевать нефтяной рынок Европы, с которого она стремится вытеснить основных поставщиков – Россию и Норвегию. Saudi Aramco готова поставлять в Европу качественную нефть марки «экстра» в значительных объемах, и эти поставки могут сильно изменить европейский нефтяной баланс. Вместе с тем Saudi Aramco заинтересована в привлечении российского опыта и технологий добычи, транспортировки

5.2.5. Африка В силу лидирующей роли на мировых энергетических рынках Россия проявляет интерес к энергетическому потенциалу Африки. Российские нефтяные и газовые компании, в числе которых «Газпром», «Роснефть», «Лукойл» и «Татнефть», стремятся развивать бизнес на африканском континенте. В настоящее время они имеют крупные контракты на разработку месторождений в Алжире, Нигерии, Анголе и Египте. Африка характеризуется очень высоким уровнем рисков: это политические и институциональные риски (проблемы с наличием местных квалифицированных специалистов, высокий уровень коррупции), угрозы терроризма, природные катастрофы, а также специфическая для Африки проблема – недостаток геологической информации и неопределенность с законодательством о недрах в большинстве стран. Необходимо также учитывать, что североафриканские страны являются прямыми конкурентами России на мировых нефтегазовых рынках. Вместе с тем в ряде африканских стран сохранилось позитивное восприятие России, имеются подготовленные в России специалисты. При последовательной и целенаправленной поддержке совместных российско-африканских проектов на межгосударственном уровне многие институциональные и законодательные проблемы могут быть разрешены. Проекты в странах южнее Сахары целесообразно 25

осуществлять в рамках комплексных межправительственных программ сотрудничества с включением компонентов, направленных на социальное развитие (подготовка специалистов, ликвидация энергетической бедности и т.п.). По такому пути в Африке идут китайские компании, чья масштабная экспансия сопровождается выделением значительных займов по линии правительства Китая. При отсутствии правительственной поддержки любые бизнес-проекты в этих странах для российских компаний становятся слишком рискованными. Основными российскими компаниями, работающими в Алжире, являются «Газпром», «Лукойл», «Роснефть», «Стройтрансгаз», «Союзнефтегаз», из которых на сегодняшний день наиболее широко представлены «Роснефть» и «Стройтрансгаз». В 2009 году был подписан меморандум о российскоалжирском энергетическом сотрудничестве, который подтверждает готовность сторон содействовать дальнейшему расширению двустороннего сотрудничества в энергетической сфере и закрепляет развитие взаимовыгодного и долгосрочного сотрудничества между «Газпромом» и Sonatrach. В октябре 2010 года было заключено соглашение о сотрудничестве между Россией и Алжиром в газовой сфере. Обе стороны изучают возможности участия в проектах на рынках третьих стран. «Лукойл» в рамках меморандума с Sonatrach занимается разработкой и добычей углеводородов, а также реабилитацией нефтегазовых месторождений, в частности, путем обмена активами. Египет благодаря своему географическому положению играет стратегически важную роль в вопросе транспортировки нефти и газа из Персидского залива в Европу. Сотрудничество «Газпрома» и EGAS предусматривает их совместное участие в тендерах на разведку и добычу углеводородов на территории Египта, обмен активами; содействие в создании газораспределительной системы в Верхнем Египте; оптимизацию схемы разработки малых, удаленных от магистральных трубопроводов месторождений. «Лукойл» участвует в проектах по геологоразведке и добыче углеводородов на шельфе Средиземного моря, в Суэцком заливе и в дельте реки Нил. «НОВАТЭК» расширяет бизнес в области добычи и переработки газа и газового конденсата в прибрежных и шельфовых районах. «Татнефть» оказывает услуги по креплению скважин и повышению нефтеотдачи пластов, по геологоразведке и разработке нефтегазовых месторождений на суше; «Нефтегазэкспорт» – по повышению отдачи нефтяных пластов. Приоритетом «Газпром нефти» в Северной Африке становится Ливия – компания планирует добывать не менее 10% от всей нефти страны, и первым проектом станет разработка ливийского месторождения Elephant совместно с итальянской компанией Eni. Российские компании выходят и в совершенно новые перспективные регионы. Так, «Лукойл» активно участвует в реализации проектов по разведке и добыче углеводородов в Западной Африке – в Гане и Кот д’Ивуаре.

национальных правительств Южной Америки к потенциальным инвесторам в целом значительно выше, чем в других регионах мира, однако конкуренция за освоение богатств региона весьма велика. Рынок Латинской Америки очень нестабилен и специфичен. Российские компании относительно недавно заинтересовались энергетическими проектами в Латинской Америке. Национализация нефтегазового сектора и ужесточение государственной политики в отношении добычи полезных ископаемых привели к сворачиванию бизнеса международных компаний, вызвали отток инвестиций и технологий, затормозили развитие энергетического сектора этих богатых ресурсами стран. Российские компании предложили свои услуги и инвестиции для реализации крупных проектов совместно с национальными компаниями. Немаловажную роль в процессе вхождения компаний на латиноамериканский рынок сыграла политическая и дипломатическая поддержка их деятельности. Подавляющая часть проектов, особенно крупных, реализуется в рамках соответствующих двусторонних межправительственных соглашений. Привлекательность работы в странах Латинской Америки для российских компаний определяется значительными запасами углеводородов, относительно небольшой ценой вхождения в бизнес и в перспективе – емкими рынками сбыта. Важнейшим партнером в регионе является Венесуэла. Основные направления сотрудничества России и Венесуэлы: поиск, разведка и разработка нефтегазовых месторождений на территории Венесуэлы; поставка оборудования, обмен технологиями и оказание услуг; участие в разработке месторождений. Условия, которые предлагает Венесуэла, в целом довольно жесткие, однако контракты и договоры, заключенные с Россией, обладают определенными льготами. В 2009 году создан российско-венесуэльский консорциум с участием PdVSA и пяти российских компаний – «Газпрома», «Роснефти», ТНК-ВР, «Сургутнефтегаза» и «Лукойла». В сфере совместных интересов – транспортировка углеводородов, геологоразведка, оценка и сертификация запасов, производство СПГ, сервисные услуги. Позже планируется участие консорциума в проектах по освоению месторождений в других странах Латинской Америки. Среди перспективных проектов – разработка шельфовых месторождений на Кубе. «Газпром» занимается организацией поставок добываемого в Венесуэле природного газа в страны Центральной и Южной Америки. В Боливии возможно создание совместного предприятия YPFB и «Газпрома» для реализации различных инфраструктурных проектов, в том числе и по производству сжиженного природного газа. Также «Газпром» готов участвовать в сооружении трансконтинентального газопровода между Аргентиной, Боливией, Бразилией, Венесуэлой, Парагваем и Уругваем. Российские инжиниринговые компании, в частности «Технопромэкспорт», участвуют в строительстве микро-ГЭС на малых реках Венесуэлы. ЗАО «Энергомашэкспорт» также осуществило ряд проектов по поставке оборудования на ГЭС в Колумбии; участвует в проведении ремонтных работ и поставке оборудования на две ТЭС в Аргентине.

5.2.6. Латинская Америка Работа в регионе сопряжена с высокими рисками политической и экономической нестабильности. Требования 26

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

6. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОЙ МЕЖДУНАРОДНОЙ КООПЕРАЦИИ ПО РИСКОВЫМ И СЛОЖНЫМ ПРОЕКТАМ В РОССИИ (В ТОМ ЧИСЛЕ ПО ШЕЛЬФОВЫМ ПРОЕКТАМ В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ) 6.1. Особенности освоения нефтегазового потенциала арктического шельфа России На протяжении последних десятилетий отмечается устойчивая тенденция увеличения стоимости добычи природных ресурсов. С каждым годом в мире реализуются все более сложные проекты. Эта динамика в полной мере отражается и на российской энергетике. В России наибольший интерес для международной кооперации представляют сложные и рискованные проекты в нефтегазовой сфере, главным образом глубоководные и арктические. Развитие сотрудничества с иностранными компаниями и финансовыми институтами в реализации данных проектов необходимо для привлечения технологий и инвестиций, снижения рисков и обеспечения гарантированных рынков сбыта.

6.2. Глубоководные запасы Мировая нефтегазовая отрасль движется в направлении расширенного использования технологий, облегчающих доступ к глубоководным запасам. Эти тенденции в перспективе сохранятся и обеспечат возможность добывать нефть и газ на еще больших глубинах и, что особенно важно, при снижении затрат на бурение и добычу. По имеющимся оценкам, 40% нераскрытых глубоководных запасов углеводородов находятся на глубинах 2–3 тыс. метров и 30% – 3–4 тыс. метров. Примером наиболее перспективных направлений деятельности в этой области являются: использование новых методов и повышение эффективности геологоразведки; решение технологических проблем бурения, обусловленных тем, что оно является весьма дорогостоящим и требует сведения к минимуму возможности ошибок; минимизация экологических рисков; улучшение системы контроля стабильности в стволе скважины: придонные отложения обычно наименее твердые, и это может повысить неустойчивость в процессе бурения скважины; ускорение процесса бурения для снижения затрат при бурении с платформ; использование бурового раствора для цементирования обшивки ствола скважины, что позволяет избежать нескольких этапов в процессе строительства скважины; применение современных технологий для разработки глубоководных запасов в будущем должно сделать глубоководные проекты более рентабельными.

В предыдущие десятилетия вследствие наличия значительного количества легкодоступных ресурсов в России не было необходимости начинать реализацию сложных и дорогостоящих проектов добычи, в то время как в других регионах мира уже начиналась разработка ресурсов повышенной сложности, что стало причиной формирования технологической отсталости российских компаний в этой области. В настоящее время целесообразно использовать опыт, накопленный зарубежными специалистами, для решения задач в рамках новых проектов в России. Все новые сложные проекты требуют значительных инвестиций и связаны с высокими финансовыми рисками. Международная кооперация в данном случае позволяет переложить часть рисков и необходимых финансовых вложений на иностранных партнеров. Еще одной проблемой на фоне неопределенности развития мировых энергетических рынков является гарантия сбыта производимых в рамках проектов углеводородов. Привлечение иностранных компаний позволит переложить на них часть сбытовых рисков и использовать возможности этих компаний на рынках спроса. Также это позволяет на лучших условиях обеспечивать досрочное контрактование части планируемого к производству топлива. Ключевой предпосылкой для развития международной кооперации в рамках новых рисковых и сложных проектов является наличие необходимых запасов на территории России.

6.3. Запасы углеводородов в Арктике К регионам Арктики, представляющим наибольший интерес для добычи углеводородов, относятся север Канады, Аляска, Восточное побережье Гренландии, а также Баренцево, Карское и Чукотское моря. В некоторых случаях в арктическую зону включается также Восточное побережье Канады, так как платформы в этом районе используются при тех же температурных условиях и ледовой обстановке. Арктические районы содержат около 25% оставшихся в мире нераскрытых кондиционных запасов углеводородов. Затраты на разработку месторождений углеводородов в Арктике примерно в 3–5 раз больше, чем при реализации аналогичных проектов в нормальных температурных усло27

виях5. В среднесрочной перспективе это может послужить ограничением для реализации таких проектов, что требует поиска новых подходов для сокращения капитальных и текущих затрат. Большая часть наиболее перспективных областей находится в России на севере Сибири, где глубина континентального шельфа составляет менее 200 метров даже на больших расстояниях от берега, что в перспективе создает благоприятные условия для развития оффшорной добычи в стране, однако требует проведения целенаправленной политики стимулирования и поддержки подобных проектов. Помимо сложности залегания запасов и тяжелых климатических условий большое значение для северных и арктических территорий имеет отсутствие инфраструктуры и социальной сферы. Это районы с крайне низкой плотностью населения и ограниченной транспортной доступностью, особенно в зимнее время года.

лучить право на дополнительные 1,2 млн квадратных километров площади в Арктике и, как следствие, на разработку месторождений нефти и газа на шельфе северных морей. Новая заявка России на арктический шельф должна быть готова к декабрю 2013 года и в начале 2014 года будет подана в ООН. Решение этой задачи можно рассматривать как один из важнейших приоритетов энергетической политики страны в Арктике в среднесрочной перспективе. 6.4. Привлекательность инвестиционного климата для реализации сложных и рисковых проектов в России с точки зрения иностранных инвесторов Одной из ключевых проблем, связанных с инвестиционной привлекательностью России, является недостаточная эффективность механизмов защиты иностранных инвестиций и проблема разграничения ответственности по проектам с высокими рисками. С целью снижения рисков для инвестора, а значит, для увеличения инвестиционной привлекательности шельфовых и арктических месторождений, целесообразно использовать принципы, обеспечивающие безопасность инвестиций на международном уровне. Можно выделить несколько базовых принципов, на основе которых целесообразно обеспечить защиту иностранных инвесторов на уровне международных соглашений. В частности, это механизм защиты инвестиций, который, с одной стороны, даст возможность не допустить ограничение прав российских инвесторов на зарубежных рынках, а с другой – позволит принять меры по защите интересов России в отношении доступа иностранных инвесторов в стратегически важные секторы ТЭК. При этом важно объединить участников международных соглашений в единое пространство с одинаковыми нормами, определяющими поведение каждой стороны и ее защиту в инвестиционной сфере. Большое значение для инвесторов может иметь принцип доступа к рынкам капитала принимающей страны, в частности к кредитам, поскольку зачастую они более привлекательны, чем заимствования в банках страны, к которой принадлежит инвестор. Это обычно обусловлено стремлением инвесторов избавиться от рисков и ограничений, существующих для банков собственной страны, или желанием избежать колебаний обменного курса валют при необходимости прибегать к кредитованию в течение длительного времени. Существенную роль играет принцип «взаимности», когда в обмен на доступ к ресурсам (при сохранении национального суверенитета над ними) предоставляется возможность доступа к инвестициям и приобретению активов на рынке покупателей. Уверенность в доступе к рынкам и источникам поставок будет способствовать повышению доверия сторон и укреплению энергетической безопасности. Важным механизмом для обеспечения интеграции энергетических рынков является взаимное участие российских и иностранных компаний в нефтегазовых проектах, в том числе через обмен активами. Принимая во внимание прогнозируемый рост спроса на углеводороды в мире и увеличение зависимости крупнейших регионов-потребителей (в частности ЕС) от импорта, привлечение инвестиций в разведку, добычу и транспортировку газа и нефти в рамках сложных проектов в России

Социальные проблемы освоения северных районов. Для северных и арктических территорий характерна высокая ограниченность трудовых ресурсов. Практически все работы в таких регионах выполняются на основе вахтового метода и требуют осуществления длительной перевозки рабочих от мест постоянного проживания к точке проведения работ. Сложные климатические условия ограничивают функциональные возможности людей и приводят к необходимости введения повышенных зарплатных коэффициентов. Кроме того, требуется создание специальной социальной инфраструктуры для проживания рабочих и иногда членов их семей. Для транспортировки людей и грузов приходится чаще всего использовать авиацию, а в рамках отдельных перспективных проектов неизбежно будет привлечение ледокольного флота. На фоне ограниченной доступности Арктического региона остается открытым вопрос и о принадлежности некоторых частей Арктики. Статус арктических территорий. В настоящее время неопределенным остается статус части арктических территорий, за права на которые борются несколько государств. Конвенция ООН по морскому праву от 1982 года предоставляет прибрежным государствам право контроля над континентальным морским шельфом (морское дно и недра подводных районов, находящиеся за пределами территориальных вод государства). Для реализации этого права необходимо подать заявку в Комиссию ООН по границам континентального шельфа. В 2001 году Россия стала первой из пяти арктических стран (Канада, Дания, Норвегия, США), обратившейся с заявкой о расширении границ своего континентального шельфа свыше стандартных 322 км. Однако заявка была отклонена в связи с недостаточным обоснованием. Если Россия докажет, что подводные арктические хребты Ломоносова и Менделеева являются геологическим продолжением ее континентального шельфа, то сможет по5 По оценкам МЭА, стоимость разработки кондиционных запасов Арктики в три раза больше, чем разработка аналогичных кондиционных запасов при нормальных температурах.

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

повышенными экологическими рисками. Неотработанность технологий и высокая опасность аварий, связанная с тяжелыми условиями добычи, может привести к необратимым последствиям. Бурение скважин на шельфовых месторождениях связано с повышенной опасностью для экологии региона. У России уже есть негативный опыт работы на шельфе в сложных климатических условиях – на Сахалине, где форсированные темпы разработки привели к нескольким авариям. По мнению экологов, причиной полного истощения запасов сельди в бухте Пильтун стала авария на бурильной платформе «Моликпак», принадлежащей компании «Сахалин Энерджи». Наиболее ярко экологические риски глубоководного шельфового бурения продемонстрировала авария на платформе ВР в Мексиканском заливе в 2010 году. Авария, происшедшая 22 апреля на платформе Deepwater Horizon, принадлежавшей компании ВР, лишний раз подтвердила опасность разработки подобных месторождений. Расходы британской нефтяной компании BP на ликвидацию последствий разлива нефти в Мексиканском заливе, одного из самых масштабных в истории нефтедобычи, достигли к 17 сентября 2010 года 9,5 млрд долларов США. Эта сумма включает стоимость ликвидации последствий разлива, стоимость строительства дополнительных «разгрузочных» скважин, герметизации скважины, компенсации прибрежным странам и выплаты по искам. К компании уже подано более 127 тысяч исков от пострадавших, по ним сделаны выплаты на 399 млн долларов США. Согласно статистике, разливы нефти с судов и при транспортировке в совокупности наносят окружающей среде больший вред, чем крупные катастрофы. В России привлечение к ответственности капитанов судов, загрязняющих акваторию, затруднено необходимостью участия нескольких ведомств и сложностью процессуальных процедур. Именно поэтому требуется ужесточение экологических требований, упрощение процедур контроля и привлечения к ответственности, а также создание международных систем экологического мониторинга, которые должны основываться на современных спутниковых системах. На необходимость наращивания усилий приарктических государств в создании единой региональной системы поиска и спасения, а также предотвращения техногенных катастроф и ликвидации их последствий, включая координацию деятельности спасательных сил, указывается в «Основах государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2020 года и дальнейшую перспективу», утвержденных Президентом РФ 18 сентября 2008 года. В настоящее время разрабатывается «Стратегия развития арктической зоны РФ и обеспечения национальной безопасности на период до 2020 года», проект которой предполагает объединение усилий разных стран по мониторингу состояния окружающей среды Арктики. В рамках Арктического Совета действует международная Программа арктического мониторинга и оценки (The Arctic Monitoring and Assessment Programme; АМАP), призванная усилить взаимодействие стран при осуществлении контроля над состоянием региона.

приобретает особое значение. В этом контексте основополагающую роль играют долгосрочные договоры. Кроме того, стороны должны учитывать важность гарантирования соответствующего разделения рисков при реализации новых широкомасштабных проектов в области разработки новых источников поставок энергоресурсов и транспортной инфраструктуры, а также необходимость обеспечения безопасности транзита энергоресурсов. В 2009 году был подготовлен проект Конвенции по обеспечению международной энергетической безопасности. К концу 2010 года ожидается выработка окончательного проекта Конвенции. Россия как один из ведущих производителей нефти и газа, а также как страна, обладающая едва ли не самыми обширными запасами труднодоступного углеводородного сырья, должна играть ведущую роль в процессе формирования международной правовой среды в энергетике. 6.5. Привлечение зарубежных технологий и инноваций в разработку сложных и рисковых месторождений Технологическая база отечественной нефтяной промышленности по технологиям и оборудованию в принципе соответствует мировому уровню. То же относится к основной массе сервисных услуг по нефти и газу: бурению и подготовке месторождений, инфраструктуре промыслов. Исключение – работы на шельфах, бурение горизонтальных и полого направленных скважин, гидроразрыв пластов, программно-аппаратное обеспечение. Новейшие технологии здесь востребованы уже сейчас. В частности, иностранная технология и технический менеджмент желательны в геологоразведке, и особенно – при геофизических работах. Геологоразведка сопряжена с инвестиционным риском и имеет длительный цикл реализации. Она чрезвычайно наукоемка, требует вложений в теоретические исследования и использует дорогие технологии и оборудование. Доход от прямых инвестиций здесь минимален, а поддержание системного уровня исследований требует длительных и крупных вложений. Отечественные корпорации не хотят брать на себя риски без надежных государственных гарантий того, что смогут воспользоваться плодами изысканий. Необходимо также обеспечить условия для выхода российских компаний на зарубежные объекты в качестве инвесторов, особенно сервисных компаний, для последующего импорта высоких технологий, применяемых на собственных рисковых месторождениях. Неуклонный рост потребления углеводородов способствует развитию добычи в тяжелых условиях Арктики и шельфа и объявлению подобных проектов одним из приоритетов развития большинства международных компаний. А значит, именно сотрудничество с последними станет в ближайшее время основным источником привлечения инноваций в сектор «апстрим». 6.6. Международная кооперация с целью предотвращения возможных аварий на шельфовых и арктических месторождениях Разработка месторождений нефти и природного газа в условиях глубоководного и арктического шельфа связана с 29

(470 контрактов)6. Оставшиеся 1,8% приходились на СРП – их было заключено 5. Если посмотреть на структуру СП, то это чаще всего сотрудничество двух компаний (российской и иностранной) и гораздо реже – консорциум с большим числом участников. В определенной степени это связано с нежеланием страны допускать большое количество зарубежных компаний к своим недрам. Сотрудничать с консорциумом сложнее, чем иметь дело с одной компанией. Однако для крупных сложных проектов, как показывает мировой опыт, привлечения одного партнера бывает недостаточно. Государству целесообразно создать прозрачные и понятные схемы и правила участия иностранного бизнеса в российских энергетических проектах, обеспечивая при этом свои долгосрочные интересы: инновационное технологическое развитие, подготовку кадров, пополнение бюджета, сохранение экологии, развитие социальной сферы в местах реализации проектов.

Российская сторона выступает с инициативой присоединения других государств к проекту многоцелевой космической системы наблюдения «Арктика», одной из целей которого является обеспечение экологического мониторинга в регионе. 6.7. Практика функционирования и перспективы создания международных консорциумов для реализации крупных энергетических проектов с повышенными рисками Как показывает мировой опыт, одной из наиболее оптимальных форм для реализации сложных энергетических проектов является создание консорциумов. Основной целью создания энергетического консорциума является повышение уровня конкурентоспособности объединившихся компаний одной или нескольких стран на рынках энергетики. Данная кооперация возникает, как правило, когда по производственным, финансовым, техническим или иным причинам требуется объединение усилий нескольких компаний или корпораций (промышленных и/ или банковских). От вида создаваемого консорциума зависят права на месторождения, добытые энергоресурсы, использование мощностей и др., которые получают участники соглашения. Чаще всего перед началом деятельности консорциума со страной-заказчиком и владельцем ресурсов заключается Соглашение о разделе продукции (СРП). В соответствии с заключаемым договором компании могут получить лицензии на разработку месторождений, а также права на распределение добытых нефти и природного газа в соответствии с долей в консорциуме и (в зависимости от требований) при условии передачи определенной (оговоренной) части энергоресурсов государству-заказчику. Другой вариант – это договор об оказании сервисных услуг. Отдельно регулируются условия участия в проектах, имеющих стратегическое значение. Консорциумы не всегда состоят только из компаний, чей бизнес соответствует профилю проекта. Существует множество примеров (особенно это касается консорциумов, ведущих деятельность в Азии и на Ближнем Востоке), когда компаниями-участниками консорциальных соглашений в области добычи, транспортировки энергоносителей и в электроэнергетике являются различные финансовые институты. Наиболее крупные международные финансовые организации, участвующие в энергетических консорциумах по всему миру – это Группа Всемирного Банка, Европейский Банк Реконструкции и Развития, Азиатский Банк Развития, Японский Банк Международного Сотрудничества и др. В последнее время все больший интерес к таким проектам проявляют азиатские финансовые институты. Степень участия государства в консорциуме часто имеет принципиальное значение. Условия, предлагаемые государствами для работы консорциума, во многом определяются сложностью и рисками планируемого проекта. В настоящее время в России самой распространенной формой договорных соглашений с иностранцами в нефтегазовом секторе являются СП – их доля в общем объеме заключенных контрактов с иностранными ТНК (по данным ЮНКТАД на июнь 2007 года) составила 98,2%

6.8. Перспективы реализации рисковых и сложных энергетических проектов на территории России (включая оценку потребностей в инвестициях) В нефтегазовой сфере России к энергетическим проектам с повышенными и высокими финансовыми, технологическими и экологическими рисками можно отнести проекты, реализуемые: а) на континентальном шельфе, в том числе глубоководные проекты; б) в тяжелых климатических и ландшафтных условиях (в основном арктических). Наиболее сложные условия для освоения газовых, нефтяных месторождений и ГКМ формируются благодаря комбинации двух вышеназванных факторов, то есть при освоении арктического шельфа. В настоящее время, несмотря на значительный углеводородный потенциал российской Арктики, в этом регионе намечена реализация лишь двух проектов – по освоению уникального по запасам Штокмановского ГКМ и менее значимого Приразломного нефтяного месторождения. Трехфазовый Штокмановский проект «Газпрома» осложняется полным отсутствием транспортной инфраструктуры и уникальными по сложности условиями глубоководной морской добычи. К реализации первой фазы проекта «Газпром» привлек Total и Statoil. Последующие две фазы «Газпром» планирует осуществить самостоятельно. Суммарный объем необходимых инвестиций для всех фаз освоения скорее всего превысит 50 млрд долларов (Таблица 1). Иностранные инвестиции планируется использовать только в первой фазе проекта, однако их доля там может достичь уровня в 60–80%. Проекты освоения месторождений Тимано-Печорской низменности по суровости климатических условий аналогичны месторождениям Баренцева и Печорского морей. Многие уже разрабатываются, но такие уникальные место6

В отличие от мировой тенденции: наиболее часто используемой контрактной формой является СРП (более 50% всех контрактов, заключенных с иностранными ТНК в большинстве нефте- и газопроизводящих развивающихся стран).

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

рождения, как Варандейское, им. Требса и им. Титова, еще ждут своей очереди. Общая потребность новых проектов по освоению углеводородов региона в инвестициях составляет 30–50 млрд долларов. Доля иностранных вложений невелика и в основном обеспечивается присутствием компаний ConocoPhillips и Total, с которыми сотрудничают «Лукойл» и «Роснефть». Другим стратегически важным и также рисковым направлением развития российского ТЭК является освоение газовых запасов полуострова Ямал. Основную роль здесь также играет «Газпром», в ямальском «мегапроекте» которого не предусмотрено значительного использования иностранных инвестиций. Первоочередной задачей является разработка Бованенковского ГКМ, в освоение которого «Газпром» планирует инвестировать до 15 млрд долларов. Из других ком-

паний на Ямале присутствует ОАО «НОВАТЭК», владеющее (вместе с более мелкими компаниями) лицензией на ЮжноТамбейское месторождение. Весьма перспективными и не столь рисковыми, как вышеописанные проекты, являются освоение шельфа Камчатки и дальнейшая разработка шельфа Сахалина. Сегодня на Дальнем Востоке успешно реализуются с привлечением иностранных инвестиций проекты «Сахалин-1» и «Сахалин-2». Этим же путем в ближайшие 3–5 лет пойдут нефтяные проекты «Сахалин-5», «Камчатка-1», «Камчатка-2» и Венинский блок «Сахалина-3», реализуемые «Роснефтью» совместно с зарубежными партнерами. Суммарный объем инвестиций, необходимых для данных проектов, достигает 40–50 млрд долларов. Из них почти половину составят вложения иностранных инвесторов (Таблица 1).

Таблица 1 Потребность в инвестициях основных рисковых и сложных проектов по освоению нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений России (в т.ч. на арктическом шельфе) Регион со сложными условиями Шельф Баренцева и Печорского морей (арктический) Тимано-Печорская низменность

П-ов Ямал

Шельф о. Сахалин

Шельф п-ова Камчатка

Потребность в нвестициях, млрд долл.

Из них зарубежные инвестиции, млрд долл.

45–60 (на 1-й стад. – 20–25)

13–15 (1-я стад.)

2–3

0,5–1

«Газпром»

Месторождения ТиманоПечорской провинции (в т. ч. Харьягинское, им. Требса, им. Титова)

30–50

5–15

«Лукойл», «Роснефть», «Башнефть», ConocoPhillips, Total

Бованенковское

12–15

–

Всего, месторождения п-ова Ямал

80–100

нет данных

Сахалин-3 (блоки Киринский, Восточно-Одоптинский, Айяшский)

20–30

3–7

«Газпром» (с 2009)

Сахалин-3 (Венинский блок)

12–20

3–7

«Роснефть», SINOPEC, «Сахалинская нефтяная компания»

Сахалин-4 (Западно-Шмидтовский участок)

10–15

3–5

(до 2009 – «Роснефть», BP)

Сахалин-5 (участки КайганскоВасюканский и ВосточноШмидтовский)

10–15

5–7

«Роснефть», BP

Сахалин-6

15–20

10–15

Всего, лицензированный шельф о. Сахалин (по проектам №№ 3–6)

70–100

25–40

Камчатка-1, Камчатка-2

14–15

7–8

3-4

–

Рисковые в освоении углеводородные месторождения РФ Штокмановское (глубоководное) Приразломное

им. Филановского Северный и центральный участки шельфа Каспийского моря

Хвалынское

1,5–2

0,5–1

Всего, шельф Каспия

8–10

1–2

Основные компании, реализующие проекты по освоению месторождений «Газпром», Total, StatoilHydro

«Газпром»

Urals Energy, «Сахалинская нефтяная компания»

ОАО «Роснефть», KNOC «Лукойл» «Лукойл», GDF Suez, «Казмунайгаз»,Total

падают в категорию рисковых и сложных. В соответствии с Генеральной схемой развития газовой отрасли России на период до 2030 года планируется реализация нескольких масштабных СПГ-проектов (Таблица 2). У России уже имеется успешный опыт производства сжиженного природного газа. В 2009 году в рамках шельфового проекта «Сахалин-2» начал работу первый в стране завод по производству СПГ мощностью 9,6 млн т в год. Большая часть продукции завода экспортируется в Японию и Южную Корею. Рассматриваются возможности увеличения производства СПГ на Сахалине. На Дальнем Востоке также изучается возможность строительства завода СПГ в районе Владивостока в рамках Восточной газовой программы «Газпрома». Сроки строительства привязаны к запуску гигантского газового Чаядинского месторождения в Якутии и строительством газопровода «Якутия – Хабаровск – Владивосток». Участвовать в проекте хотят японские и корейские энергетические компании. Завод по производству СПГ в рамках освоения Штокмановского месторождения будет расположен в поселении Териберка Мурманской области, к которому по дну Баренцева моря по магистральным трубопроводам будет доставляться добытый газ. Окончательное инвестиционное решение о производстве СПГ планируется принять до конца 2011 года. Компания «СН-Нефтегаз» планирует построить СПГ-завод по производству СПГ в районе поселка Индига, в незамерзающей части побережья Баренцева моря. Согласно ТЭО проекта, разработанной Technip Italy, строительство комплекса по сжижению газа, включая разработку месторождений и создание газотранспортной и морской инфраструктуры, потребует около 3,9 млрд долларов инвестиций.

В 2009 году «Роснефть» отказалась от лицензии на «Сахалин-4», т.к. нефти там оказалось мало. Зато запасы газа на этом участке заинтересовали «Газпром», который после успеха «Сахалина-2» занят в данный момент подготовкой к промышленной эксплуатации Киринского, Восточно-Одоптинского и Айяшского блоков «Сахалина-3». Всего в проекты «Сахалин»-3–6 планируется инвестировать до 100 млрд долларов, причем более трети этой суммы нужно обеспечить за счет иностранных вложений. На шельфе Каспийского моря активно начинает работать «Лукойл», которым разработана общая «Концепция обустройства месторождений и структур Северного и Центрального Каспия». Концепция предусматривает вложения в размере 8–10 млрд долларов, часть из которых будет иностранными (Таблица 1). В СП по разработке Хвалынского месторождения участвуют «Казмунайгаз», Total, GDF Suez. Всего на рисковые и сложные проекты по освоению углеводородных месторождений в России в ближайшие 10–20 лет необходимо по меньшей мере 200–250 млрд долларов, из которых лишь треть возможно обеспечить за счет привлечения иностранных инвестиций. Согласно прогнозам Энергетической стратегии на период до 2030 года, для развития российской нефтяной и газовой промышленности в 2009–2030 годах необходимо 1,1–1,2 трлн долларов. Таким образом, на разработку рисковых нефтегазовых месторождений нужно потратить около 15–25% средств, необходимых для успешного развития всей нефтегазовой сферы России в целом. Помимо проектов по освоению месторождений большой интерес в последнее время представляют проекты создания заводов по производству СПГ, большинство из которых по-

Таблица 2 Основные проекты по производству СПГ в России

Проект по производству СПГ

Потребность в нвестициях, млрд долл.

Регион РФ

Основные компании, реализующие проекты

12–15

«Газпром», возможно участие Kogas

4–5

«СН Инвест», зарубежные компании

Владивосток СПГ

Приморский край

Печора СПГ

Ненецкий АО

Ямал СПГ (Южно-Тамбейское месторождение)

Ямало–Ненецкий АО, п-ов Ямал

20–25

«НОВАТЭК»

СПГ в Териберке (Штокмановское месторождение)

Мурманская область

12–15

«Газпром», Total, StatoilHydro

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

«Ямал СПГ» является третьим СПГ-проектом в российской Арктике и при этом самым сложным для осуществления. Он предполагает строительство СПГ-завода на северо-востоке полуострова Ямал на базе Южно-Тамбейского месторождения, разрабатываемого «НОВАТЭКом». Инвестиции в завод составят 20 млрд долларов, а в создание танкерного флота для транспортировки готовой продукции – еще 6,5 млрд долларов. Все российские арктические СПГ-проекты обладают высокими финансовыми, технологическими и экологическими рисками, в том числе обусловленными более высокими эксплуатационными и транспортными расходами по сравнению с аналогичными проектами в других регионах мира.

Суммарная потребность вышеназванных проектов СПГзаводов в инвестициях достигает 50–70 млрд долларов. Какую долю этих вложений смогут обеспечить иностранные инвесторы, сегодня неясно, так как сами перспективы строительства (по причинам неопределенности экспортных рынков и технологической сложности рисковых проектов) пока остаются достаточно неопределенными.

Участие России в регулировании международных энергетических рынков

Россия и законодательство Европейского cоюза

Сотрудничество России с международными организациями

Международные соглашения в энергетической сфере

В рамках регулирования биржевых рынков – создать международную ассоциацию регуляторов биржевых энергетических рынков с участием соответствующих структур из ведущих энергетических стран мира. В рамках ассоциации начать разработку стандартов регулирования национальных энергетических рынков, создать базу данных по национальным правовым актам в этой сфере. В рамках регулирования энергетики – активизировать участие России в работе Мирового форума по регулированию энергетики, Международной сети по регулированию энергетики (IERN), Региональной ассоциации органов регулирования энергетики (ЭРРА) и организовать сотрудничество с регуляторами энергетики в развитых странах (CEER и ERGEG – в ЕС, FERC – в США). Сформировать официальную позицию России по текущей повестке дня и предложения по ее расширению. Целью России являются получение опыта регулирования открытых рынков и возможность воздействовать на решения иностранных партнеров на стадии их обсуждения

Настаивать на тезисе о несоответствии положений Третьей газовой директивы международным обязательствам ЕС в части защиты и свободы инвестиций, ее дискриминационном характере по отношению к российским компаниям. В рамках имплементации Третьей газовой директивы на уровне национального законодательства добиваться выгодных для России условий путем переговоров с правительствами каждой из стран ЕС. В рамках Третьей газовой директивы добиваться заключения межгосударственного договора с Евросоюзом о допуске российских компаний к владению газотранспортными системами в Европе. В случае утраты контроля ОАО «Газпром» над его зарубежными газотранспортными активами требовать адекватной компенсации

В рамках СНГ, ЕврАзЭС и Таможенного Союза – осуществлять последовательную интеграцию сначала на трехсторонней (ТС), а затем на многосторонней основе (ЕврАзЭС). Обеспечить вхождение российских компаний в капитал энергетических компаний стран-партнеров и реализацию конкретных совместных проектов. В рамках ШОС – заключить соглашение по приоритетным маршрутам транспортировки энергоресурсов, а на базе соглашения – их совместную реализацию и финансирование. В рамках отношений с ОПЕК – организовать регулярный Энергодиалог Россия – ОПЕК и заключить Соглашение (Меморандум) об энергодиалоге, а также сформировать консультативные группы, но при этом не принимать обязательств по квотированию экспорта, сохраняя статус независимого поставщика. В рамках ФСЭГ – сформировать глобальный газовый банк данных Global Gas Initiative, разработать предложения по регулированию газовых рынков, а также оформить инициативу по развитию взаимных инвестиций и обмену технологиями. При этом избегать формирования картеля и введения квот на поставки газа на мировые рынки

Завершить разработку Конвенции по обеспечению международной энергетической безопасности и протоколов к ней с учетом формируемой Доктрины национальной энергетической безопасности России, осуществить продвижение Конвенции на международных площадках и определить партнеров по продвижению. Добиваться дополнения указанного документа Протоколом по предотвращению чрезвычайных ситуаций в энергетике, а также корректировки Протокола о транзите

I. Отражение национальных интересов России в формируемой системе мировых энергетических рынков

«ДОРОЖНАЯ КАРТА» МЕЖДУНАРОДНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОТРУДНИЧЕСТВА

Доля российских бирж в мировой торговле ТЭР, %

Основное международное соглашение в энергетике

Российская система анализа и прогноза динамики развития мировой энергетики

Климатическая политика

Урегулирование правового статуса спорных акваторий

I ЭТАП (до 2013–2015)

II ЭТАП (до 2020–2022)

Конвенция по обеспечению международной энергобезопасности

Индикаторы

Мировой энергетический кодекс

III ЭТАП (до 2030)

Создать систему международного сотрудничества в сфере мониторинга, анализа и прогноза развития мировой энергетики с участием России, МЭА, JODI, МЭФ и других международных организаций. В рамках Министерства энергетики создать систему комплексного мониторинга международного энергетического сотрудничества

Стимулировать реализацию в России проектов совместного осуществления в рамках Киотского протокола. Заключить соглашения о торговле российскими национальными единицами выбросов в соответствии со статьей 17 Киотского протокола с национальными органами стран – потенциальных покупателей. Разработать национальную концепцию механизмов, предназначенных для ограничения выбросов парниковых газов, конкретизирующую положения ЭС-2030 в данном вопросе

Провести дополнительные исследования рельефа дна Северного Ледовитого океана и обосновать тезис о том, что хребет Ломоносова и поднятие Менделеева являются продолжениями континентального шельфа России. Для проведения этих и последующих исследований сформировать группу по изучению Арктики, выделить необходимые средства и построить флот научно-исследовательских судов ледового класса численностью не менее 5 единиц, сформировать долгосрочную программу исследований Арктики. На основе проведенных исследований представить в ООН дополнительные доказательства принадлежности спорной части Арктики континентальному шельфу России и добиваться официального признания спорной территории исключительной экономической зоной России. Обеспечить сотрудничество с Норвегией при разведке и освоении нефтегазовых ресурсов приграничных акваторий. Продолжать переговоры по статусу Каспийского моря в пятистороннем формате

В рамках развития национальных биржевых рынков – обязать крупных государственных потребителей энергоносителей осуществлять закупки только на бирже, обязать нефтяные компании реализовывать на бирже часть продукции, обеспечить недискриминационный доступ к инфраструктуре для всех участников биржевого рынка, развивать национальные ценовые индикаторы по нефти (Urals, VSTO, REBCO) и нефтепродуктам

Предложения по формированию Конвенции по обеспечению международной энергобезопасности

1. 2.

4. 5.

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Роль стран Центральной Азии и Каспийского региона в диверсификации экспортных рынков для поставки российского газа

Газовый рынок Евросоюза как главный экспортный рынок для России

Объем углеродного рынка в России, млрд долл.

Выбросы СО2 в России, % к уровню 1990

36 2.

Разработать концепцию оптимизации российского участия в интеграционных процессах в энергетике в рамках АТЭС путем использования уникального потенциала транзитной территории для формирования поставок энергоресурсов между двумя мощными центрами мировой экономики: тихоокеанским и европейским. Использовать саммит АТЭС во Владивостоке в 2012 году для решения поставленных задач. Осуществить переход от модели контроля над поставками к модели контроля над ресурсами природного газа в странах Центральной Азии путем занятия российскими компаниями прочных позиций в добыче природного газа в этих странах и превращения альтернативных проектов по поставке энергоресурсов в обход территории России из угрозы в возможность

Обеспечить максимально точную оценку будущего спроса на российский газ в Европе, а также использовать весь потенциал возможностей для увеличения доли российского газа в газовом балансе Европы. Принять все меры для того, чтобы свести к минимуму риски повторения перерывов в поставках газа европейским потребителям как следствие газовых споров с транзитными странами. Каждый газовый спор будет стоить России определенной доли европейского рынка на фоне падения доверия к ней как к надежному поставщику. Максимально ускорить разработку альтернативных маршрутов, принять меры для усиления западного вектора внешней политики стран СНГ. Установить четкие и прозрачные правила транзита, устраивающие поставщика, потребителя и транзитера, которые обеспечивали бы надежность поставок и гарантировали отсутствие перерывов. Синхронизировать строительство «Северного потока» с развитием сырьевой базы для его заполнения, в частности, с освоением Штокмановского месторождения с целью обеспечения заполняемости второй нитки газопровода и выхода его на проектную мощность. Принять меры по обеспечению «Южного потока» ресурсной базой и по соблюдению предусмотренных сроков реализации проекта, что имеет принципиальное значение в условиях конкуренции данного проекта с альтернативным проектом «Набукко». Также принять меры по выполнению решений, предусмотренных в рамках заключенных межправительственных соглашений с заинтересованными странами, по территории которых пройдет газопровод. Обеспечить реализацию стратегии поэтапного выхода «Газпрома» на мировой рынок СПГ за счет разработки Штокмановского месторождения и строительства завода по производству СПГ с последующей поставкой его на отдаленные рынки

Газовый аспект

II. Диверсификация экспортных энергетических рынков

37 3.

Решить вопрос об обеспечении сырьем строящейся второй очереди Балтийской трубопроводной системы (БТС-2), что позволит ввести систему в строй в предусмотренные сроки и тем самым продолжить курс на диверсификацию направлений транспорта углеводородов и обеспечение безопасности европейских поставок

Нефтяной аспект

Скорректировать стратегию выхода на американский рынок природного газа с учетом превращения США в крупнейшую энергетическую державу за счет широкомасштабного развития добычи сланцевого газа, способного изменить ситуацию на мировом рынке природного газа и пошатнуть позиции России в качестве главного экспортера газа

Разработать обоснованную энергетическую стратегию по вхождению России на рынок газа АТР, характеризующийся достаточно устойчивыми связями, ограниченностью собственной сырьевой базы, доминированием поставок СПГ, региональными диспропорциями в размещении центров добычи и потребления, значительными расстояниями между ними, островным положением ряда крупных импортеров. Принять необходимые меры по экономически обоснованному вхождению на китайский рынок, недопущению ценовой конкуренции с другими экспортерами и получению доступа к конечному потребителю. Также принять меры по вхождению в проекты международных компаний по поставкам СПГ в Китай из различных регионов мира по схеме замещения либо в обмен на их допуск к проектам на территории Западной и Восточной Сибири. Принять необходимые меры по укреплению позиций «Газпрома» на рынках стран АТР за счет увеличения разведанных запасов газа, развития транспортной инфраструктуры в восточной части России и реализации проектов по созданию в Приморском крае мощностей по производству сжиженного природного газа

Северо-Балтийское, Центрально-Европейское 1. и Средиземноморское направления экспорта нефти в Европу

Перспективы выхода на газовый рынок США

Поставки российского газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона как важное направление диверсификации экспорта

Российским компаниям активнее инвестировать в реализацию газовых проектов в государствах Центральной Азии за счет использования более эффективных схем кооперации по направлениям: добыча – переработка – транспортировка, а также инициировать разработку взаимовыгодных экспортных транспортно-логистических цепочек, опираясь на существующие инфраструктурные преимущества. Принимая во внимание тот факт, что основной вклад в обеспечение поставок газа в Россию из стран Центральной Азии будет попрежнему вносить Туркменистан, разработать концепцию сотрудничества России с Туркменистаном в газовой сфере с учетом основных тенденций в развитии его газовой отрасли и растущих экспортных обязательств (помимо России – перед Ираном, Китаем, в будущем, возможно, – перед Европой). Принять меры по предотвращению поставок среднеазиатского газа в обход территории России по Транскаспийскому трубопроводу (который обеспечит «Набукко» ресурсной базой и может лишить таковой «Южный поток»), альтернативному Прикаспийскому трубопроводу и не учитывающему необходимость определения четкого правового статуса Каспийского моря и принципов его раздела. Разработать стратегию выхода России на китайский газовый рынок с учетом долгосрочных перспектив его развития, оценки реальных перспектив спроса на газ в этой стране, определения выгодных для России ценовых параметров экспорта газа, с учетом поставок, конкурирующих с российскими (в частности, по новому трубопроводу «Туркменистан – Узбекистан – Казахстан – Китай»)

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

38 8,8–9,7

78,2–77,7

3,8

Доля стран Евросоюза в суммарном экспорте нефти и нефтепродуктов, %

Доля российской нефти на рынках стран АТР за счет поэтапного ввода мощностей ВСТО, %

I ЭТАП (до 2013–2015)

Доля стран АТР в суммарном экспорте нефти и нефтепродуктов, %

Индикаторы

5,5

75,0–71,3

14,2–15,8

II ЭТАП (до 2020–2022)

7,3

65,4–60,8

22,9–24,3

III ЭТАП (до 2030)

Принять меры по выполнению важнейшей стратегической задачи в области диверсификации экспортных энергорынков – освоение нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири, формирование в этом регионе новых центров добычи нефти с выходом на рынок АТР и обеспечение крупномасштабных поставок в страны этого региона. Способствовать постепенному превращению Дальнего Востока в «энергетические ворота» России. Принять меры по упрочению позиций нефти сорта ESPO Blend, имеющего ряд преимуществ перед ближневосточными марками, на рынке стран АТР и со временем превращению его в «маркерный» - определяющий ценовую конъюнктуру на данном рынке. С учетом усилившейся борьбы между Россией и странами Центральной Азии за китайский рынок и с целью укрепления российских позиций на нефтяном рынке Китая обеспечить соблюдение всех запланированных сроков по вводу и расширению мощностей для поставки нефти в эту страну

Разработать концепцию оптимизации российского участия в интеграционных процессах в АТР, предусматривающую комплексный всесторонний подход, координацию действий всех российских участников, взаимосвязь внешних и внутренних факторов этого процесса. Представить эту концепцию на саммите АТЭС во Владивостоке в 2012 году. Ориентировать работу ШОС на углубление взаимодействия стран-членов – производителей и потребителей энергоресурсов, формирование согласованных принципов проведения энергетической политики, в будущем – формирование интегрированного рынка

1. Рынок АТР как основное направление диверсификации поставок российской нефти по трубопроводу ВСТО

Участие России в региональных альянсах с целью укрепления позиций страны на рынках Азиатско-Тихоокеанского региона

Свести к минимуму риск недозагрузки мощностей расширяемого КТК за счет тщательного анализа долгосрочных заявок на поставки нефти от грузоотправителей КТК, принятия штрафных санкций в случае недопоставки сырья в трубу и интенсивной разработки российских месторождений нефти на Северном Каспии. До конца 2010 года провести переговоры с болгарской стороной относительно финансовой модели проекта «Бургас–Александруполис», экологических и иных вопросов и принять окончательное решение по его реализации. В случае положительного решения принять меры по ускорению осуществления проекта за счет уточнения сырьевой базы, ее соответствия вводимым мощностям, а также уточнения прогнозов спроса на нефть в Южной Европе

39 5

25,9–25,6

56,3–54,0

9,8

16,4–15,3

74,7–71,3

6,0

Экспорт продукции переработки природного газа

Экспорт качественных нефтепродуктов и продукции нефтехимии

2. 3. 4.

22,1–23,6

56,9–51,5

12,5

19,8–19,2

63,4–62,9

7,5

Ввести гибкую ставку таможенной пошлины на экспорт природного газа (аналогично порядку расчета таможенной пошлины на сырую нефть) и ограничить внутренние цены на природный газ уровнем равнодоходной цены с учетом гибкой ставки таможенной пошлины с сохранением уровня цен существенно ниже европейского уровня

Обеспечить формирование линейки вывозных таможенных пошлин, при которых прибыльность экспорта будет пропорциональна уровню добавленной стоимости экспортируемых нефтепродуктов. Ввести льготы по налогу на прибыль на период окупаемости проектов нового строительства НПЗ. Обнулить таможенные пошлины на импорт не производимого в России оборудования для НПЗ. Последовательно ввести стандарты «Евро-3, 4, 5» и установить стандарты качества других нефтепродуктов

III. Диверсификация товарной структуры экспорта в пользу продукции с высокой добавленной стоимостью

0,5

28,4–28,9

Доля стран СНГ в суммарном экспорте природного газа, %

Доля «Газпрома» на газовом рынке США, %

51,0–54,0

7,7–11,6

Доля стран АТР в суммарном экспорте природного газа, %

Доля стран Евросоюза в суммарном экспорте природного газа, %

77,9–77,7

Доля стран СНГ в суммарном экспорте нефти и нефтепродуктов, %

6,7

0,7

Доля нефти ESPO Blend на мировых рынках, %

Доля трубопроводных поставок российского газа в Китай от суммарных поставок (с учетом СПГ и собственной добычи), %

4,3

Доля российской нефти на рынках стран АТР от поставок Японии, Китая и Южной Кореи, %

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Доля СПГ в экспорте газа, %

6–7

светлых нефтепродуктов

I ЭТАП (до 2013–2015)

Индикаторы

10–11

II ЭТАП (до 2020–2022)

14–15

III ЭТАП (до 2030)

Реализовать программу Федеральной сетевой компании по развитию экспортной инфраструктуры на европейском и азиатском направлениях и обеспечению параллельной работы энергосистемы России и европейских стран. Заключить межправительственные соглашения о развитии международных поставок электроэнергии и реализовать совместные инвестиционные проекты с компаниями стран-партнеров (особое значение может иметь Китай)

нефтепродуктов всего

Доля в экспорте нефтяного комплекса, %

Электроэнергия

2. 3. 4.

Продолжить приобретение зарубежных месторождений урана и обеспечить развитие добычи урана в России, адекватное потребностям российского ядерно-энергетического комплекса. Перевести поставки реакторного топлива в США после окончания соглашения ВОУ – НОУ на рыночную основу. Обеспечить участие ОАО «Техснабэкспорт» в конкурсах на поставки топлива на АЭС во всех регионах мира. Обеспечить участие ЗАО «Атомстройэкспорт» в конкурсах на строительство АЭС за рубежом и реализацию текущих проектов, а также заключение соответствующих межправительственных соглашений. Обеспечить продвижение Международного центра по обогащению урана на мировом рынке и в системе МАГАТЭ

Продукция атомно-энергетического комплекса (АЭК)

Установить внутренние российские стандарты качества углей, осуществить переход на стандартные марки угля

Принять постановление Правительства об обеспечении недискриминационного доступа к газотранспортным сетям. Продолжить реализацию начатых проектов («Сахалин-1, 2, 3») с привлечением иностранных партнеров; оценить целесообразность реализации СПГ-проектов в рамках освоения Штокмановского месторождения и месторождений полуострова Ямал. Уточнить положения законодательства в части списка продуктов, подпадающих под действие единого экспортного канала, исключив из него СУГ и газовый конденсат

Обогащение углей

2. 3.

Экспорт продукции атомной энергетики, млрд долл. США

Отношение экспорта продукции нефтеи газохимии к общему экспорту продукции ТЭК, % 15

В связи с принятием Третьего энергопакета ЕС: • принять меры к достижению взаимовыгодных договоренностей по сохранению ВИНК в рамках Соглашения о партнерстве и двусторонних межправительственных соглашений с наиболее важными странами-партнерами с включением положений, которые могут быть использованы для защиты российских интересов и облегчения процесса сертификации соответствующих предприятий на основе взаимности; • для новых инфраструктурных проектов интенсифицировать консультации относительно их освобождения от обязательств по разделению активов и доступу по Ст. 35 подключать двусторонние механизмы РФ – ЕС; • в странах, принимающих решение о полном разделении собственности, использовать возможность обмена долями со стратегическими партнерами, не являющимися компаниями по добыче и поставкам газа; • в других странах использовать возможности двух видов: глобальные (с включением активов вне ЕС) обмены со стратегическими партнерами и совместное построение и привлечение дружественных структур, как российского, так и нероссийского происхождения, с соответствующим опытом работы на роли независимых системных операторов – НСО. Обеспечить условия для приобретения долей в действующей инфраструктуре транзита и доставки российских энергоносителей и строительство эффективной альтернативной инфраструктуры на всех рынках российского экспорта

Снижение инвестиционных рисков

Обеспечить устойчивый спрос путем повышения конкурентоспособности российских газа и нефти в условиях обострения конкуренции по ценовым и неценовым параметрам: • принять меры для минимизации риска поставок нефти и газа европейским потребителям политическими средствами с целью использования наиболее дешевых путей транспортировки и оптимизации инвестиционной программы по развитию нефтеи газотранспортной инфраструктуры; • продолжить работу по совершенствованию Механизма раннего предупреждения. Согласовать четкие и прозрачные правила транзита, устраивающие поставщика, потребителя и транзитера, а также систему страхования рисков на базе Механизма раннего предупреждения (возможно, в рамах нового многостороннего юридически обязательного документа)

100

Снижение рисков поставок российских энергоносителей на экспортные рынки

Доля первичных ТЭР в экспорте продукции ТЭК, %

100

IV. Обеспечение стабильных условий на экспортных рынках

Доля обогащенных углей в экспорте угля, %

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Изменение механизма ценообразования с целью снижения волатильности цен на нефть

Изменение модели и структуры нефтяного рынка

Сотрудничество с другими странами-экспортерами газа

Создание условий для формирования устойчивого долгосрочного спроса на российские энергоресурсы на экспортных рынках

Продвигать инициативы по изменению правил регулирования на биржах ICE и NYMEX и ограничению спекулятивной деятельности (введение ограничений на размер плеча при торговле фьючерсами, на соотношение объема открытых контрактов и реальной нефти, на количество сделок, закрываемых реальной поставкой товара, и пр.). Активизировать операции на фьючерсном нефтяном рынке со стороны российских компаний ТЭК, государственных фондов и других игроков, что позволит в определенной степени хеджировать риски падения цен. Принять меры к укреплению международного сотрудничества в области обмена информацией о состоянии ТЭК, анализа и прогнозирования ситуации на мировом рынке нефти и нефтепродуктов. Активизировать сотрудничество с ОПЕК по этим направлениям

Принять меры к изменению контрактной структуры на рынке нефти. Базовые положения по изменению контрактной структуры на рынке нефти: • отвязка цены нефти от котировок доллара на международных валютно-финансовых рынках; • создание новых бирж и торговых площадок и увеличение числа маркерных сортов нефти; • заключение прямых контрактов между производителями и потребителями; • переход на долгосрочные контракты. Создать международную товарно-сырьевую биржу (желательно – в России) для торговли REBCO (Russian Export Blend Crude Oil), в которую пропорционально объемам добычи войдут российские маркерные сорта: Urals, Sokol, Siberian Light, ESPO. Продвигать инициативы по созданию международного механизма регулирования рынков (совместно с US Oil Fund, резервными фондами других стран-экспортеров углеводородов, а также Китая). В рамках этого направления создать государственный нефтяной резерв России

Нефтяной аспект

Согласовать на платформе ФСЭГ и/или иных международных организаций рамочную модель координации политики и основные параметры сотрудничества с экспортерами газа из Центральной Азии и с Ближнего Востока с целью минимизации конкуренции на мировом рынке газа и формирования справедливой цены

Обеспечить устойчивый спрос на российский газ путем пересмотра системы долгосрочных контрактных отношений с европейскими потребителями и транзитными государствами с целью их адаптации к современным рыночным реалиям. Принять меры по закреплению в контрактах следующих параметров: • сохранение долгосрочных контрактов с сокращением сроков пересмотра цены (лагов запаздывания) до одного-двух месяцев и сокращением сроков «пересмотра положений о цене» до одного-двух лет в случае значительного изменения рыночной ситуации; • расширение номенклатуры замещающих энергоносителей в формуле ценообразования; • подготовка прозрачных схем и правил транзита газа на маршруте Россия – ЕС с учетом необходимости формирования прозрачных тарифов на транспортировку и гарантий бесперебойных поставок по заключенным договорам. Принять меры по совершенствованию контрактных отношений с транзитными государствами с учетом их интересов

Газовый аспект

70–80

Условия для заключения экспортных контрактов в рублях Более 25%

Колебания цен в пределах 20% от среднегодовой цены

80–90

II ЭТАП (до 2020–2022)

43 5.

Более 50%

Колебания цен в пределах 10% от среднегодовой цены

60–70

III ЭТАП (до 2030)

Координация деятельности в энергетической сфере в рамках органов Содружества Независимых Государств: Электроэнергетического совета (ЭЭС) СНГ, Межправительственного совета по нефти и газу, Топливно-энергетического совета СНГ. Необходимо придание большего политического веса решениям органов СНГ. Осуществление инициативы по формированию общего рынка нефти и газа государств ЕврАзЭС: • совместное освоение новых месторождений нефти и газа, создание условий для повышения эффективности совместных геологоразведочных работ; создание совместных нефтегазоперерабатывающих предприятий и предприятий по производству нефтегазового оборудования; • формирование единых правил доступа в магистральные нефтепроводную и газопроводную системы государств ЕврАзЭС и обеспечение транзита нефтегазовых ресурсов по территории стран Сообщества. Мониторинг действующих и новых законодательных актов, оказывающих влияние на инвестиционный климат в энергетическом секторе стран ЕС, и организация деятельности бизнес-сообщества по разработке законодательных предложений. Разработка и реализация комплексной программы международного сотрудничества России и стран Северо-Восточной Азии в области энергетики, согласованной с ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья в период до 2013 года», с целью вовлечения восточных регионов РФ в процессы региональной интеграции в АТР. Координация проектов по созданию транспортной инфраструктуры с реализуемой в настоящее время Программой создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР (Восточной газовой программы). Стимулирование двустороннего российскокитайского инвестиционного сотрудничества с учетом государственных интересов по развитию перерабатывающего сегмента ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока России через поддержку в рамках МПК активизации переговоров между компаниями по проектам в области нефте- и газохимии на территории России

V. Укрепление позиций ведущих российских энергетических компаний за рубежом

Разработка и реализация скоординированных 1. с другими внешнеэкономическими направлениями программ действий по усилению позиций России в региональном 2. энергетическом сотрудничестве

Доля российских энергоносителей, экспортируемых за рубли

Диапазон колебаний цен на нефть

Доля газа, поставляемого по долгосрочным контрактам, в общем объеме экспорта, включая СПГ, %

I ЭТАП (до 2013–2015.)

Индикаторы

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Развитие взаимовыгодного обмена энергетическими активами и иных форм международного сотрудничества со странами–потребителями российских энергоресурсов

Расширение участия предпринимательского сообщества в выработке решений в области внешнеэкономической политики, содействие компаниям в установлении деловых контактов

Формирование и развитие системы консультационно-информационной, организационной и правовой поддержки бизнеса во внешнеэкономической сфере

Поощрение участия российских компаний в реализации крупномасштабных международных энерготранспортных и добывающих проектов в СНГ: • урегулирование правового статуса и режима Каспийского моря и принятие Конвенции о правовом статусе Каспийского моря как важное условие для снижения политических рисков и активизации инвестиционной деятельности российских компаний на шельфе Каспия в проектах по разработке каспийских углеводородов на морских месторождениях и развитию соответствующей транспортной инфраструктуры; • оказание политического содействия реализации соглашения между Россией, Казахстаном и Туркменистаном о строительстве Прикаспийского газопровода; • разработка рамочного межправительственного соглашения между Туркменистаном, Узбекистаном, Казахстаном и Россией о мерах по восстановлению трубопроводной системы «Средняя Азия – Центр»; • активное использование возможностей Евразийского банка развития по финансированию крупных инвестиционных энергетических проектов на пространстве СНГ. 2. Организационная, информационная и политическая поддержка сотрудничества в рамках имеющихся соглашений между компаниями по вопросам реализации масштабных совместных проектов по транспортировке энергоносителей из России в Европу (строительство газопроводов «Северный поток» и «Южный поток», создание российско-украино-германского консорциума по управлению и развитию ГТС Украины), разработке российских углеводородных месторождений, строительству соответствующих перерабатывающих производств, проектов в области энергосбережения; долгосрочных инвестиций, обмена активами в России и в третьих странах

Содействие обмену активами, продаже российских активов европейским компаниям с целью внедрения передовых технологий при разработке трудноизвлекаемых запасов, разделения рисков в сложных проектах, участия российских компаний в технологических разработках и диверсификации структуры производства энергоресурсов

Активизация участия в деловых форумах, которые проводятся под эгидой ЕС, АТЭС, ШОС и других международных организаций, с целью усиления влияния российского бизнеса на формирование энергетической политики регионов мира. Использование возможностей ШОС для развития энергетического сотрудничества с Китаем. Содействие разрешению противоречий между странами-участницами, замедлившими создание Энергетического клуба ШОС. Развитие договоренностей между МИД России и МЕРКОСУР о сотрудничестве в финансовой, экономической и технической областях, в частности, о взаимном стимулировании деловых кругов стран МЕРКОСУР при освоении рынков. Деятельность в рамках Протокола о создании механизма политического диалога и сотрудничества с Андским сообществом по оказанию взаимной поддержки в организации и проведении мероприятий, в обеспечении участия в них государственных и неправительственных организаций, включая объединения предпринимателей, а также контактов между ними

Оказание экспертной поддержки представителям российского бизнеса, участвующим в Деловом консультационном совете АТЭС, в разработке рекомендаций по вопросам улучшения делового и инвестиционного климата в АТР, которые ежегодно представляются главам государств АТЭС на саммитах в форме доклада. Поддержка торгово-экономического сотрудничества регионов Дальнего Востока и Сибири с тихоокеанскими государствами Латинской Америки по линии АТЭС. Создание постоянно действующего Энергетического делового форума Россия – ЕС с использованием опыта двустороннего сотрудничества энергетического бизнеса России с ФРГ, Францией, Италией, Великобританией, Нидерландами и другими странами

Информационная, политическая и экономическая поддержка деятельности российских энергетических компаний за рубежом

Проведение гибкой политики взаимодействия 1. с транснациональными корпорациями; активное взаимодействие российских компаний с новыми национальными корпорациями и другими игроками на международном рынке – сервисными, финансовыми компаниями

Взаимное проникновение капиталов российских компаний и национальных компаний стран СНГ и совместное инвестирование в рамках крупных энергетических проектов: • cотрудничество с национальными компаниями стран-производителей энергоресурсов (НК «Казмунайгаз», «Туркменгаз», ГНКАР) в области добычи углеводородов и создания транспортной инфраструктуры на территории этих стран; • приобретение долей в национальных компаниях стран-транзитеров («Нафтогаз», «Белтрансгаз») и реализация совместных проектов по модернизации энерготранспортной инфраструктуры; • cоздание международного консорциума для совместной эксплуатации и технического перевооружения системы Туркменистаном, Узбекистаном, Казахстаном и Россией трубопроводной системы «Средняя Азия – Центр»; • cоздание совместных структур (включая финансово-промышленные группы) и транснациональных корпораций с участием капиталов из России и стран СНГ. Координация интересов российских и европейских нефтегазовых компаний в проектах по освоению нефтегазовых ресурсов на территории России, поддержка создания и деятельности совместных предприятий и стратегических альянсов. Участие в международных консорциумах с транснациональными корпорациями и национальными компаниями с целью овладения новейшими технологиями (в частности СПГ-технологиями), получения опыта работы в уникальных по масштабам проектах по освоению углеводородных месторождений (Западная Курна, Южный Парс, Руб аль-Хали) и получения политических преимуществ при освоении новых рынков в странах Ближнего Востока. Поощрение участия ближневосточных компаний в проектах по комплексному освоению месторождений на территории России в обмен на участие в крупных добывающих и инфраструктурных проектах в странах Ближнего Востока. Координация деятельности компаний России и стран Ближнего Востока и Северной Африки на основных газовых рынках во избежание демпинга и недобросовестной конкуренции: • участие «Газпрома» в строительстве экспортного газопровода «Мир» (Иран – Пакистан – Индия), который поможет Ирану выйти на рынок Индии и перенаправит поставки природного газа из Ирана в страны Южной и Юго-Восточной Азии, ослабив конкуренцию на традиционных для «Газпрома» рынках Западной Европы; • развитие практики разменных операций «СПГ – трубопроводный газ» с компаниями Катара, Саудовской Аравии, Ирана, Алжира, выработка и проведение согласованной политики ценообразования на газ. Повышение конкурентоспособности российских энергетических компаний при вхождении на новые рынки через участие в консорциумах с международными нефтегазовыми компаниями, пользующимися поддержкой государственных властей стран Африки и имеющими опыт работы в сложных проектах в Африке, в частности, на шельфе Западной Африки в экваториальных широтах, в условиях военных конфликтов, политической напряженности. Содействие формированию консорциумов и совместных предприятий, включающих группы российских компаний энергетического сектора и национальные компании стран Латинской Америки. Оказание политической и дипломатической поддержки деятельности Национального нефтяного консорциума компаний «Роснефть», «Газпром», «Лукойл», ТНК-BP и «Сургутнефтегаз» по разработке новых месторождений в Венесуэле и других странах Латинской Америки совместно с PdVSA (Хунин-6 в бассейне реки Ориноко, шельфовые месторождения Кубы)

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Стимулирование роста конкурентоспособности российских компаний на международной арене

Овладение передовым менеджментом и управлением сложными энергетическими проектами, новыми передовыми энергетическими технологиями

Содействие проникновению российского капитала в ТЭК стран СНГ в виде инвестиций в разработку месторождений, а также совместного финансирования создания новых энерготранспортных коммуникаций: • участие «Интер РАО ЕЭС» в создании и модернизации объектов электроэнергетической инфраструктуры в Центральной Азии и Закавказье, приобретение активов в электроэнергетической инфраструктуре стран СНГ. Своевременное реагирование на изменение конъюнктуры и усиление конкуренции со стороны местных компаний на энергосервисных рынках АТР: создание консорциумов с местными строительными организациями и привлечение местных субподрядных фирм и производителей, предоставление связанных кредитов на закупку российского оборудования, использование местных компаний в качестве субпоставщиков российской продукции. Содействие улучшению условий для инвестиций и получению преференций для работы российских компаний на Ближнем Востоке, в Африке и Латинской Америке через списание части внешнего долга государствам-должникам, в которых планируется активизировать деятельность. Реализация проектов по реконструкции и строительству энергетических объектов в странах Ближнего Востока, пострадавших от военно-политических конфликтов (Иран, Ирак, Пакистан). Продолжение сотрудничества по контрактам на поставку оборудования и материалов, которые были заключены российскими компаниями в рамках гуманитарной программы ООН «Нефть в обмен на продовольствие». Использование потенциала взаимодействия на уровне государственных структур, оказывающих большое влияние на позицию бизнес-сообщества стран Ближнего Востока в отношении сотрудничества с российскими компаниями. Практика официального представления частного российского бизнеса от лица государства при сотрудничестве с национальными компаниями. Формирование постоянных и проектных консорциумов и альянсов российских компаний различной специализации – нефтегазовых, энергостроительных, сервисных и энергомашиностроительных – с целью консолидации финансового и технологического потенциала и опыта работы на Ближнем Востоке, в Африке и Латинской Америке. Активное участие российских энергетических компаний в выставочной деятельности и деловых форумах на Ближнем Востоке и в Латинской Америке в сфере энергетики при организационной поддержке российских профильных министерств. Дипломатическое содействие контрактации специалистов энергетического сектора из России для работы в проектах по строительству и обслуживанию объектов энергетической инфраструктуры в Латинской Америке и Африке

Обмен опытом и реализация совместных проектов с ведущими странами Европы в области повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений, использования попутного нефтяного газа, энергоэффективности, экологической безопасности ТЭК; развитие сотрудничества в рамках проектов совместного осуществления по снижению выбросов парниковых газов. Заключение межведомственных соглашений о сотрудничестве в области энергоэффективности и ВИЭ со странами Европы и АТР, обладающими опытом и технологиями в указанных областях. Создание и содействие деятельности двусторонних центров по энергоэффективности, в функции которых входят: выбор направлений для взаимного сотрудничества и потенциальных проектов по использованию практического потенциала энергосбережения; информационная, экспертная, организационная и административная поддержка проектов; региональная координация; разработка эффективных механизмов финансирования проектов, содействие внедрению инновационных технологий в энергетике

Развитие двустороннего сотрудничества в рамках межправительственных комиссий и рабочих групп по реализации имеющихся и заключению новых соглашений различного уровня в энергетике

Заключение межправительственных соглашений о стратегическом сотрудничестве в энергетике со странами СНГ (Украина, Белоруссия, Казахстан и др.). Инвентаризация имеющихся соглашений с целью оценки их соответствия международно-правовой практике, экономическим и политическим интересам России и текущему уровню сотрудничества. 2. В связи с необходимостью приведения нормативно-правовой базы государств Восточной Европы в соответствие с правовыми нормами ЕС и связанными международными договорами: Третьего энергетического пакета и антимонопольного законодательства ЕС, а также Договора о создании Энергетического сообщества ЕС и стран Юго-Восточной Европы – необходимо фиксировать договоренности об участии российского бизнеса в разных проектах в двусторонних соглашениях с отдельными странами Восточной Европы и Балтии, используя особенности двусторонних политических и экономических отношений. 3. Заключение двусторонних соглашений о сотрудничестве по реализации электроэнергетического проекта «Восточное энергетическое кольцо» NEAREST со странами Северо-Восточной Азии (Китаем, Кореей, Монголией и Японией) и профильными компаниями. 4. Продолжение практики заключения как межправительственных двусторонних соглашений по общим торгово-экономическим вопросам со странами Ближнего Востока, так и отраслевых межведомственных соглашений по сотрудничеству в нефтегазовой сфере, электроэнергетике, атомной энергетике, а также соглашений между российскими и национальными компаниями стран-партнеров. Содействие реализации потенциала ранее заключенных соглашений. 5. Заключение соглашений о сотрудничестве между российскими и национальными нефтяными компаниями Ближнего Востока. Создание совместных предприятий для реализации проектов по разведке и разработке газовых и нефтяных месторождений в стране-партнере, России и в третьих странах по строительству нефтегазоперерабатывающих предприятий и транспортировке газа и нефти. 6. Заключение соглашений о стратегическом партнерстве с нефтегазодобывающими странами Северной Африки с целью координации деятельности национальных и российских нефтяных компаний на мировых рынках (в особенности европейском). 7. Заключение комплекса межправительственных договоренностей с энергетически бедными странами Африки по участию российских компаний не только в секторе «апстрим», но и в развитии энергетической инфраструктуры, социальных проектах и др., в целях формирования максимально благоприятного режима деятельности для российских компаний. 8. Ревизия имеющихся соглашений о торгово-экономическом сотрудничестве с государствами Африки с целью активизации двусторонних отношений в энергетическом секторе. 9. Возобновление деятельности межправительственных комиссий с рядом государств Латинской Америки (Боливия, Перу, Никарагуа, Эквадор), где эта деятельность была приостановлена по разным причинам. Проработка возможностей и договорной базы для создания межправительственных комиссий со странами, ранее не сотрудничавшими с Россией/СССР в рамках МПК (Уругвай, Парагвай, Панама). 10. Построение на принципах стратегического партнерства отношений со странами Латинской Америки, которые устанавливают систему явных или неявных ограничений для вхождения иностранного капитала в энергетический сектор, с целью получения определенных уступок, как это имеет место в отношении российских компаний в Венесуэле. 11. Совместная проработка в рамках межправительственных комиссий четких политических и экономических гарантий и адекватной договорно-правовой базы двустороннего торгово-экономического и инвестиционного сотрудничества деловых кругов России и Латинской Америки, которые на данный момент отсутствуют

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

Доля российских компаний в добыче углеводородов нефтегазодобывающих стран СНГ (средняя), %

Доля российских компаний в объеме торговли углеводородами (природным газом, СПГ, нефтью) в АТР,%

2–3

14–15

4/3/2

II ЭТАП (до 2020–2022)

Привлечение иностранных инвестиций в российский добывающий сектор

2. 3.

4–5

18–20

4/3/3

III ЭТАП (до 2030)

Предоставление зарубежным инвесторам возможности функционирования в рамках особых режимов недропользования на взаимоприемлемых условиях. Создание специальных механизмов налогообложения для рисковых и сложных проектов (в частности шельфовых проектов в арктических условиях). Привлечение инвестиций в проекты с одновременным подписанием соглашений на поставку производимой продукции за рубеж. Создание международных консорциумов по разработке рисковых и сложных проектов на базе обмена активами с зарубежными партнерами. Своевременность геологоразведки, подготовки и освоения новых месторождений (залежей, площадей, участков, провинций) традиционных видов топлива, в том числе за счет частно-государственного партнерства и рациональной налоговой политики (имея в виду опережающий добычу прирост разведанных извлекаемых запасов), своевременность подготовки к использованию замещающих инновационных энергоресурсов и источников энергии по мере исчерпания традиционных ископаемых энергоресурсов. Улучшение инвестиционного климата путем создания ясных и стабильных правил экономической деятельности компаний, гарантирующих соблюдение прав инвесторов за счет введения предсказуемого и сбалансированного режима налогообложения и нормативной правовой базы, защищающей права инвесторов и развитие конкуренции

VI. Обеспечение эффективной международной кооперации по рисковым и сложным проектам в России (в т.ч. по шельфовым проектам в арктических условиях)

3/3/2

Суммарный объем зарубежных активов 10 ведущих нефтегазовых ТНК России, млрд долл.

Количество компаний энергетического сектора с долей зарубежных активов более 25%

Присутствие в десятке крупнейших энергетических компаний мира, количество компаний (по запасам/добыче/капитализации)

I ЭТАП (до 2013–2015)

Индикаторы

Решение проблемы статуса арктических территорий

Международная кооперация с целью предотвращения возможных аварий на шельфовых и арктических месторождениях

Привлечение зарубежных технологий и инноваций в разработку рисковых месторождений

4. 5.

2. 3.

6. 7. 8.

Определение и международное признание арктических территорий Российской Федерации (в том числе признание на основе Конвенции ООН по морскому праву хребта Ломоносова частью российского континентального шельфа)

Обеспечение международной системы мониторинга экологического состояния арктического шельфа. Налаживание системы наблюдения за проведением работ на шельфе на международных началах. Выступление с инициативой по созданию международного форума по обсуждению и принятию решений об устранении возможных последствий аварий на шельфе. Участники – крупные нефтегазовые компании, страны, имеющие интересы на шельфовых и арктических месторождениях, сервисные и судостроительные компании. Основная задача – создание механизма, позволяющего в кратчайшие сроки собрать консорциум по ликвидации аварии любой сложности. Ужесточение экологических требований при заключении договоров с российскими и международными компаниями – операторами месторождений. Создание финансового фонда с целью ликвидации аварий на шельфе, с использованием для формирования его доходной части особых отчислений, прописанных в рамках соглашений для операторов рисковых месторождений. Создание технически оснащенной международной службы для ликвидации последствий аварий на шельфе или механизма консолидации усилий национальных служб

Государственная поддержка импорта ключевых комплексных технологий и покупка инновационных зарубежных активов («технологических доноров») в сфере топливно-энергетического комплекса. Создание регулярно обновляемых банков данных о новейших отечественных и зарубежных разработках в сфере энергетики. На втором этапе – широкое инновационное обновление отраслей топливно-энергетического комплекса за счет отечественных технологий, материалов и оборудования, полученных в результате международного сотрудничества на первом этапе. Развитие отношений с международными организациями в направлении привлечения технологий (МЭА, ОПЕК, ФСЭГ, ШОС). Создание условий для обмена технологиями и опытом в рамках Энергодиалога Россия – ЕС и двухсторонних энергодиалогов с различными странами. Повышение государственного участия в освоении новых территорий и акваторий, включая континентальный шельф арктических морей, увеличение государственного финансирования геологоразведочных работ. Привлечение к работам по государственному заказу иностранных компаний совместно с российскими. Достижение рациональных объемов добычи и воспроизводства запасов нефти и газа на континентальном шельфе и в других особо сложных условиях. Участие российских компаний в реализации зарубежных проектов и получение соответствующего опыта работы и технологий

Развитие частно-государственного партнерства при реализации энергетических проектов. Развитие системы страхования рисков долгосрочного инвестирования в энергетический сектор. Совершенствование лицензионной политики, устранение избыточных административных барьеров при проведении геологоразведочных работ, переход к стимулирующему налогообложению недропользователей на рентной основе

ПРИЛОЖЕНИЕ К ЖУРНАЛУ «ТЭК. СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ»

–

Количество реализованных крупных инновационно-технологических проектов с участием МНК в ТЭК РФ

Опережающий добычу прирост разведанных запасов. Разведанные извлекаемые запасы в Арктике должны обеспечивать добычу на текущем уровне не менее, лет

Доля прямых зарубежных инвестиций в общей структуре инвестиций в ТЭК, %

I ЭТАП (до 2013–2015)

Индикаторы

2–5

II ЭТАП (до 2020–2022)

6–10

120

III ЭТАП (до 2030)

Приложение к журналу

ТЭК ТЭК

стратегии развития

Координатор проекта Ирина Есипова, советник министра энергетики Российской Федерации Главный редактор Татьяна Кляйн Литредактор-корректор Наталья Переяслова Дизайн и верстка Александр Архутик Алексей Колганов Телефон редакции: (495) 631 9721 E-mail: info@tek-russia.ru www.tek-russia.ru Отпечатано в типографии Минэнерго России При перепечатке материалов ссылка на Приложение к журналу «ТЭК. Стратегии развития» обязательна © ТЭК. Стратегии развития, 2011

Москва, 2011