Разведка и разработка месторождений углеводородного сырья везде и во все времена связана с большими коммерческими рисками. Но когда речь идет о добыче газа в России, риски возрастают многократно. Тем более, когда этим бизнесом занимаются так называемые "независимые производители".
Вместе с тем, как показывает анализ, значительная часть и общеотраслевых, и специфических рисков (последним подвержены только частные компании) имеет субъективный характер. А это означает, что для их нейтрализации необходимо совершенствовать практику государственного регулирования.
Преодоление как общеотраслевых, так и специфических рисков развития газодобычи тесно связано с усилением роли государства в регулировании газовой отрасли. После увеличения государственного пакета акций "Газпрома" до контрольного можно ожидать не только либерализации рынка акций российской газовой корпорации, но и более решительного продвижения по всем направлениям реформы газовой отрасли.
Риски развития газодобычи, с преодолением которых связано повышение инвестиционной привлекательности отрасли, представляется целесообразным подразделять на общеотраслевые (с ними сталкивается и "Газпром", и частные газодобывающие компании), и специфические (их вынужден нести только частный газодобывающий бизнес).
ОБЩЕОТРАСЛЕВЫЕ РИСКИ
В группе общеотраслевых рисков можно выделить: риски в сфере налогообложения; риски в области недропользования; риски отсутствия в РФ рынка газа и деформации системы ценообразования, а также отсутствия рынка транспортных услуг и необходимости модернизации и развития газотранспортной системы; риски объективной необходимости перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов.
Налоговая уравниловка
Налогообложение может и должно являться фактором стимулирования развития газодобычи. Но для этого оно должно учитывать объективную специфику производства в газовой отрасли.
Сегодня важнейшая для перспектив развития российской газодобычи проблема состоит в несоответствии структуры текущей добычи газа структуре его запасов. В структуре добычи газа в России подавляющая часть (под 80%) приходится на "сухой" газ или газ сеноманских залежей. В то же время структура запасов газа страны противоположна. Запасы почти на 55% представлены "жирным" газом или газом валажинских и ачимовских пластов, которые характеризуются сложным геологическим строением, значительной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и наличием нефтяных оторочек.
Отсюда следует, что переход от преимущественной добычи дешевого "сухого" сеноманского газа к преимущественной добыче газа более глубоких залежей неизбежен. Доля относительно "легкого" для разработки и доведения до потребителя сеноманского газа в стране объективно заканчивается. И если сейчас он составляет почти 80% в общероссийской добыче, то в перспективе эта цифра, по прогнозам, упадет, примерно, до 60%. Иными словами, рост доли "жирного" газа в структуре газового баланса России неизбежен по объективным причинам. В противном случае страна столкнется с существенным снижением объемов добычи.
Данный факт одинаково хорошо осознается как частными газодобывающими компаниями, в структуре запасов которых преобладает "жирный" газ, так и "Газпромом". Но затраты на добычу и подготовку к транспортировке газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений примерно в два раза превышают затраты по сеноманскому газу. С учетом затрат на добычу и подготовку газового конденсата суммарные производственные затраты на единицу произведенной продукции оказываются на порядок выше аналогичных затрат по сеноманскому газу.
Вместе с тем, складывается впечатление, что финансово-экономические ведомства этого не улавливают. Так, в соответствии с поправками к Налоговому кодексу России, принятыми летом 2003 года, сеноманский газ и "жирный" газ объединены в один объект налогообложения. И даже совместные усилия "Газпрома" и частных газодобывающих компаний не помогли убедить властные структуры в необходимости дифференциации ставок НДПИ для "жирного" и сеноманского газа.
Думается, что государственные финансово-экономические ведомства уже давно должны были обратить внимание на данную проблему, с тем чтобы все газодобывающие компании России получили экономические возможности для приведения структуры добычи газа в стране в соответствие со структурой запасов. Представляется достаточным использование двух основных принципов дифференциации ставок НДПИ в газодобыче: по видам газов ("сухой" газ и "жирный" газ) и по срокам эксплуатации месторождений.
Отсюда следует, что "жирный" газ, учитывая более затратную экономику процесса его производства, должен быть выделен в самостоятельный объект налогообложения и облагаться НДПИ по более низким ставкам, чем сеноманский.
Что же касается дифференциации НДПИ в зависимости от срока эксплуатации месторождений, то здесь уместен следующий подход. На начальном этапе освоения месторождения и до достижения выработанности в 7-10% целесообразно использование базовой ставки НДПИ с понижающим коэффициентом. При выходе на пик добычи и до перехода в режим падающей добычи, когда выработанность запасов превысила 50%, можно использовать базовую ставку НДПИ. При выработанности запасов в интервале 50-80% базовая ставка налога опять должна использоваться с понижающим коэффициентом. А когда объект разработки из разряда экономически значимых переходит в категорию социально значимых и нужен в основном для сохранения рабочих мест и полной отработки запасов, ставка НДПИ должна равняться нулю.
Надо заметить, что практика дифференциации налоговой нагрузки в зависимости от природно-климатических и горно-геологических условий разработки месторождений углеводородов, а также от стадии реализации инвестиционных проектов широко распространена в промышленно развитых странах, таких как США, Великобритания, Канада.
Так, Великобритания, которая куда в меньшей степени зависит от нефтегазовых доходов, чем Россия, широко использует дифференцированное налогообложение для компаний, работающих в Северном море, различая при этом посредством дифференцированных налоговых ставок и стадии разработки месторождений, и условия добычи того или иного вида сырья. А в канадской провинции Британская Колумбия посредством установления льготных ставок роялти стимулируют наклонное бурение, возобновление разработки недовыработанных месторождений, разработку месторождений, имеющих социальное значение, с целью увеличения количества рабочих мест. Российская же практика почему-то противоположна.
Барьеры в недропользовании
Не менее серьезными представляются риски, связанные с действующей в РФ системой недропользования. Две основных проблемы – это, с одной стороны, разграничение полномочий между федеральными и региональными органами власти, с другой – разобщенность правовых норм, регулирующих вопросы разведки и добычи углеводородного сырья. Оба этих фактора сегодня не лучшим образом отражаются на инвестиционной привлекательности газовой отрасли страны.
С вступлением в силу с 31 августа 2004 года поправок к закону "О недрах" подведена черта под затянувшимися на годы спорами о сохранении или отмене принципа "двух ключей" в недропользовании. Обновленный закон лишил регионы возможности активно влиять на лицензионную политику; одновременно все ключевые функции управления недропользованием перешли к органам федеральной власти. Нам, как законопослушным гражданам, остается лишь принять свершившиеся перемены как данность.
Вместе с тем, попытка спрогнозировать последствия нововведений далеко не во всем рисует оптимистичные перспективы. Представляется, что при подготовке новой редакции закона "О недрах" законодателям все же имеет смысл более обстоятельно заняться "тонкой настройкой" механизмов взаимодействия государства с недропользователями.
В частности, в новом законе "О недрах" следовало бы официально признать очевидную истину: именно в регионах лучше решать, как распорядиться мелкими и средними месторождениями, а также месторождениями, имеющими сугубо социальное значение. Именно в регионах виднее, какими условиями, в том числе по строительству объектов социальной сферы или транспортной и другой инфраструктуры, следует сопроводить выдачу лицензий. Регулирование недропользования по принципу только "федерального ключа", откровенно говоря, нереалистично и только усложнит и запутает существующую систему.
Завершив спор о количестве "ключей", нет смысла возвращаться к нему повторно. Решение проблемы нужно искать в другом, а именно в классификации и дифференциации месторождений углеводородов по их значимости. Возможным вариантом классификации мог бы быть, например, такой: месторождения стратегического или федерального значения, месторождения регионального значения. Основания для классификации – величина запасов, содержание в углеводородах цветных металлов или инертных газов (никель, молибден, гелий и др.), сопряженное с соображениями национальной безопасности страны географическое расположение тех или иных месторождений, социальные факторы (поддержание городов и других населенных пунктов).
Понятно, что на разработку месторождений стратегического или федерального значения (а к числу последних можно было бы отнести месторождения-гиганты, такие как, например, Штокмановское, Самотлорское или Уренгойское) лицензии должен выдавать федеральный центр. Лицензирование же месторождений регионального значения (к таким целесообразно относить все мелкие и средние месторождения, а также месторождения социального значения) лучше производить на региональном уровне.
Словом, лучше использовать не унифицированную, а множественную форму недропользования. Причем, не надо исключать и возможность использования СРП, концессий, гражданско-правовых соглашений.
Вторая проблема – законодательная разобщенность геологоразведки и добычи газа и нефти, что, в свою очередь, обусловливает низкую эффективность воспроизводства минерально-сырьевой базы России. Ясно, что воспроизводство минерально-сырьевой базы – одно из важнейших условий обеспечения перспективного развития добычи углеводородов и повышения энергетической безопасности РФ. Следовательно, государство должно стимулировать геологоразведку. Но на практике этого нет.
Статистика свидетельствует, что из десяти объектов геологического изучения положительные результаты дают не более трех. Это означает, что риски геологоразведки очень высоки. Значит, государство должно стремиться к тому, чтобы максимум ГРР проводилось силами самих газодобывающих компаний, что снимет эти самые высокие риски с государственного бюджета и сократит затраты государственных средств на геологоразведку. К сожалению, пока государству не удалось сформировать эффективный механизм привлечения средств газодобывающих компаний в восстановление минерально-сырьевой базы.
А ведь решение проблемы не является сложным: у инвестора должны быть "сквозные права" на геологоразведку и добычу. Если газодобывающая компания вкладывает деньги в геологоразведку и получает положительный результат, то она должна автоматически получать и право на добычу. При таком условии в выигрыше останутся и государство, и бизнес. Государство исключит из расходных статей бюджета высокорискованные затраты на геологоразведку. А газодобывающие компании будут активнее заниматься геологоразведочными работами, что в конечном итоге повысит эффективность воспроизводства минерально-сырьевой базы страны, а также ускорит рост объемов добычи.
Здесь хотелось бы заметить, что с необходимостью предоставления инвестору "сквозных прав" на геологоразведку и добычу согласно и МПР РФ, которое уже внесло свой проект поправок к закону "О недрах" в Госдуму и рассчитывает на его вступление в силу в 2005 году. Так что можно надеяться, что хотя бы один вопрос из области совершенствования российского законодательства в части недропользования будет решен.
На обочине рынка
Следующую группу общеотраслевых рисков развития газодобычи в РФ обусловливают отсутствие в стране рынка газа и деформированность системы ценообразования.
Как властные структуры, так и ОАО "Газпром" часто сводят проблему формирования рыночных начал в газовой отрасли лишь к повышению цен на газ. В ОАО "Газпром" так и говорят, что основная беда газовой составляющей российского ТЭК – это низкие внутренние цены на газ. "Пока 90% газа в стране продается по цене ФЭК в $20, которая не окупает затраты на его добычу, подготовку, транспортировку и сбыт, и уж тем более не дает никакой прибыли и возможности окупать капитальные затраты", – сетует заместитель председателя правления "Газпрома" А.Рязанов.
Действительно, довольно долгое время цены на газ в РФ были искусственно занижены, что объяснялось политическими и социальными соображениями. Резкое снижение цен на газ в 1999 году явилось последствием дефолта 1998 года и девальвации рубля. Низкие цены на газ наряду с неплатежами потребителей возлагали огромную нагрузку на газовую отрасль, которая, по сути дела, кредитовала таким образом всю российскую экономику в ущерб наращиванию собственной инвестиционной активности.
В 2004 году средняя цена газа на внутреннем рынке РФ составит $27- 28. Это ниже цен реализации российского газа в странах Западной Европы в пять раз, ниже стоимости поставок среднеазиатского газа на границе Казахстан-Россия в полтора раза, ниже цены мазута в летний период в три раза (в зимний – в 4-5 раз) и ниже цен на уголь в полтора раза. Так что внутренние цены на газ, как это и предполагается Энергетической стратегией России, действительно, должны быть выше.
Но вот до какого уровня им расти и как – это уже другой вопрос. Правительство Российской Федерации ежегодно повышает внутренние регулируемые цены на газ в среднем на 20%. В 2006 году регулируемая цена на газ будет повышена в среднем на 23%. А к 2010 году, как гласит Энергетическая стратегия России, регулируемая цена составит $59 за 1000 м3 (см. "Динамика регулируемых цен…"). И все же главная проблема не в уровне цен на газ, а в механизме их формирования.
Динамика регулируемых цен
Ни для кого не секрет, что, несмотря на то что регулируемые цены на газ утверждаются Федеральной службой по тарифам, их формирование происходит в финансово-экономическом департаменте ОАО "Газпром". Но в условиях сосредоточения в компании всех трех составляющих потенциального рынка газа – производство, транспортировка, сбыт – ни производителю, ни транспортировщику, ни продавцу газа снижать свои издержки экономического смысла нет. Поэтому система формирования цен может быть только затратной: чем больше компания заложит затрат, тем больше будет и цена. Вины в этом ничьей нет. Это объективное свойство любой монополии и большая беда системы ценообразования на газ в России.
Сколько действительно должен стоить газ в России, можно будет понять только при условии развития системы торговли газом, каковая предполагает наличие профессиональных продавцов товара, торговых площадок и бирж, финансовой системы обеспечения торговли товаром и правил торговли этим товаром. Только тогда производитель и потребитель товара найдут его рыночную цену, которая будет определяться равновесием спроса и предложения.
Конечно, в РФ в одночасье такую систему не создать. И путь решения проблемы может быть только один. Необходимо построение двухсекторной модели рынка газа в составе регулируемого и нерегулируемого секторов с целью постепенной либерализации цен на газ вплоть до полной отмены их государственного регулирования и перехода к государственному регулированию тарифов на услуги по его транспортировке. При этом необходимо законодательно определить сектора и объекты стратегического социального назначения, которые будут снабжаться газом по льготным ценам, дотируемым за счет государственного бюджета.
Транспортный диктат
Пока в РФ переход от государственного регулирования цен на газ к государственному регулированию тарифов на его транспортировку невозможен. Причина проста – отсутствие в газовой отрасли рынка транспортных услуг. И необходимых исходных условий для развития такого рынка пока нет. ГТС России, как известно, принадлежит ОАО "Газпром". А транспортные, так же как и производственные, подразделения компании правом собственности на управляемые активы не наделены. "Дочки" "Газпрома" не управляют инвестициями (даже их амортизационные отчисления централизуются в головном офисе). Они не отвечают за эффективное использование активов и, как и в советские времена, получают из центрального офиса плановые производственные задания и утвержденные сметы расходов.
Вместе с тем, газотранспортная система только тогда будет эффективной, когда сможет вести собственную хозяйственную деятельность: производить капиталовложения из собственной прибыли, привлекать кредиты, считать затраты и т.п. То есть система должна функционировать как самостоятельное газотранспортное предприятие. Основной задачей этого предприятия должна быть не просто перекачка газа, а предоставление услуг по транспортировке газа, его хранению, замещению, резервированию мощности, распределению. Поскольку в данном случае речь идет о естественной монополии, то государство должно установить жесткие рамки для цен на эти услуги. Цены должны быть публичными, работа системы прозрачной для заказчиков транспортных услуг. А информация о наличии или отсутствии технических возможностей оказания той или иной транспортной услуги должна быть открытой и доступной для клиентов газотранспортного предприятия в любой момент.
Фактор старения
Развитие рыночных отношений в области транспортировки газа – это самая серьезная проблема формирования рынка газа в России. Но есть еще одна, не менее важная. Речь идет о плачевном техническом состоянии ГТС России. Около 25 тыс. км российских магистральных газопроводов требуют срочного ремонта. 14% протяженности ГТС составляют газопроводы, срок амортизации которых уже истек, 22% приходится на газопроводы, которые эксплуатируются более 33 лет, 23% – от 21 до 33 лет, 41% – от 11 до 20 лет, и только 14% – менее 10 лет. По причине физической изношенности большая часть газоперекачивающих агрегатов работает с кпд всего в 20-23%.
Здесь хотелось бы заметить, что ГТС России уникальна. И дело не только в колоссальной протяженности магистралей – 148,8 тыс. км, что почти в 3,5 раза больше длины экватора. Российская ГТС построена по сетевому принципу. Например, американская система сооружена по так называемому лучевому принципу, когда газ транспортируется из точки А в точку Б по строго определенному маршруту, который изменить нельзя. Российская же система за счет наличия многих перемычек может транспортировать газ по любым маршрутам, которые можно в любой момент изменять. Можно также производить различные замещения, экономить за счет сокращения маршрутов, резервировать мощность, производить перераспределение газа между регионами, скажем, в период сезонных колебаний спроса и т.д.
Неудовлетворительное техническое состояние ГТС России является, пожалуй, наиболее серьезным риском развития газодобычи в России. Можно сколько угодно говорить о перспективах увеличения добычи газа как силами ОАО "Газпром", так и силами частных газодобывающих компаний, но никакого увеличения не будет, если не решить принципиальный вопрос модернизации и развития мощностей системы магистральных газопроводов. А для этого необходимы совместные усилия всех газодобывающих компаний России и государства.
Ресурсный фактор
И наконец, несколько слов об общеотраслевых рисках, сопряженных с объективной необходимостью перехода к разработке трудноизвлекаемых по природно-климатическим параметрам запасов. Распределение разведанных запасов газа и его добычи по регионам России убедительно свидетельствует, что ни сегодня, ни в обозримом будущем альтернативы Ямало-Ненецкому автономному округу нет (см. "Потенциальные ресурсы газа ЯНАО").
Потенциальные ресурсы газа ЯНАО
Но сегодня в районах ЯНАО с развитой инфраструктурой не включенными в разработку остались только малые месторождения. Освоение же крупных месторождений округа требует перемещения усилий на север, то есть в регионы, где необходимая инфраструктура отсутствует. Ее еще предстоит создавать, что сопряжено с масштабными капиталовложениями. Так, по данным ВНИИГАЗа, для разработки месторождений полуострова Ямал необходимо создание новой газотранспортной системы с пропускной способностью порядка 250 млрд м3 газа в год, что потребует инвестиций в объеме $55 млрд.
Анализ общеотраслевых рисков развития газодобычи в РФ недвусмысленно указывает на то, что их преодоление связано, в первую очередь, с расширением компетенции и активизацией усилий государства в регулировании отрасли. Только государство в данном случае может сократить риски налогообложения и недропользования. Только государство способно устранить деформацию системы ценообразования на газ. Только государству под силу решить проблему формирования рынка транспортных услуг в газовой отрасли. И только государство может создать условия для решения задач по модернизации и развитию газотранспортной системы России. Эти задачи не должен и не может решать один "Газпром". Здесь необходимо активное участие и российских ВИНК, и других газодобывающих компаний.
СПЕЦИФИЧЕСКИЕ РИСКИ
Доступ к трубе
В группе специфических рисков развития газодобычи в частном секторе наиболее серьезными являются риски фактического отсутствия свободного доступа к газотранспортным мощностям России. Они сдерживают развитие частного газового бизнеса по всей цепи "добыча- транспортировка-сбыт" и, собственно говоря, предопределяют наличие всех прочих специфических рисков, названных выше.
А теперь, по порядку о каждом звене в цепочке "добыча-транспортировка-сбыт".
В российской практике проходимость проектов по разработке новых месторождений частными компаниями как в их содержательной части (документы на разработку месторождений), так и в том, быть проекту или нет, определяет "Газпром". Он же определяет места подключения (врезки) новых месторождений к ГТС с целью последующей прокачки газа, добываемого частными компаниями, до потребителей.
Так, например, практика знает случаи, когда места врезки определяются так, что оказываются удаленными от места добычи на сотни километров. В итоге частные компании вынуждены строить протяженные газопроводы подключения и компрессорные станции, которые фактически становятся частью ГТС. Результатом оказывается двух-, трехкратное увеличение затрат на обустройство месторождений, на что не каждая компания пойдет. Следовательно, количество потенциально возможных к разработке месторождений уменьшается, а страна получает меньше газа, чем могла бы.
Далее, возьмем транспортировку. В "Газпроме", например, говорят, что компания платит за прокачку своего газа в расчете на 1000 м3 на 100 км больше, чем частные производители. Может быть, это и так. Ведь механизма формирования затрат на транспортировку газа, добываемого подразделениями "Газпрома", мы не знаем, так как компания не обнародует эту информацию. Однако, "Газпром" хотя и жалуется на убыточность транспортировки, тем не менее, успешно транспортирует газ из ЯНАО в Западную Европу и строит новые экспортные магистрали. Вместе с тем, каждая частная газодобывающая компания хорошо знает, что прокачивать газ из ЯНАО при нынешних тарифах на транспортировку и предлагаемых "Газпромом" маршрутах транспортировки дальше Саратовской области нерентабельно.
С 2002-го по 2004 год тарифы на оплату услуг ОАО "Газпром" по прокачке газа независимых производителей выросли более чем в два раза: с 9 руб. до 19,37 руб. за 1000 м3 на 100 км. Сейчас опять звучат предложения увеличить тариф на транспортировку газа частными компаниями до $1 за 1000 м3 на 100 км. "Нынешний транспортный тариф, который регулируется государством, не позволяет нам инвестировать в строительство новых газопроводов, – говорит А.Рязанов, – он позволяет только поддерживать на уровне сегодняшней мощности существующие газопроводы".
Вдобавок предлагается перевести частных производителей газа на двухставочный тариф, при котором надо будет вносить предоплату за заявленные объемы прокачки, а потом еще платить и за фактически прокачанный объем. Получается, что пользователь транспортных услуг при любых обстоятельствах обязан заплатить, иначе возможности продать газ просто не будет. А обязательства собственника ГТС при этом остаются не определенными.
С точки зрения менеджеров "Газпрома", увеличение тарифа на транспортировку и двухставочная тарификация необходимы для обеспечения финансового участия частных производителей в реконструкции и модернизации действующей газотранспортной системы. Механизмы участия частных компаний в финансировании ГТС "Газпром" намерен определить к началу 2005 года. "Уже создана рабочая группа, – говорит заместитель председателя правления компании А.Ананенков, – она … выработает четкие предложения. Независимые производители должны участвовать в этом процессе, в том числе финансовыми ресурсами".
Однако, например, по данным ИТЕРЫ, за последние семь лет общая сумма выплат только этой компании "Газпрому" за транспортные услуги составила около $4 млрд. А по данным ОАО "НОВАТЭК", частные компании ежегодно платят "Газпрому" за транспортные услуги не менее $520 млн. Цифры получаются не маленькие. Так что частные компании уже участвуют в финансировании ГТС. И кто платит больше за транспортировку в расчете на единицу услуги – "Газпром" или частные производители, – надо будет посмотреть, если "Газпром" раскроет структуру действующего тарифа на транспортировку газа частных компаний, а также покажет свои операционные издержки на транспорт.
Частные газодобывающие компании, со своей стороны, говорят, что их затраты на транспортировку газа в 2-3 раза больше затрат "Газпрома". К сожалению, это утверждение похоже на правду. Но дело здесь не в уровне тарифов, а в маршF4ормирования затрат на транспортировку газа, добываемого подразделениями "Газпрома", мы не знаем, так как компания не обнародует эту информацию. Однако, "Газпром" хотя и жалуется на убыточность транспортировки, тем не менее, успешно транспортирует газ из ЯНАО в Западную Европу и строит новые экспортные магистрали. Вместе с тем, каждая частная газодобывающая компания хорошо знает, что прокачивать газ из ЯНАО при нынешних тарифах на транспортировку и предлагаемых "Газпромом" маршрутах транспортировки дальше Саратовсую, чем "Газпром".
В звене "транспортировка" помимо тарифов и маршрутов есть еще известная проблема технологической возможности прокачки, на которую часто ссылались в "Газпроме", когда отказывали частным компаниям в транспортировке газа по тому или иному маршруту. Чаще всего эта проблема возникает именно с ямальским газом, так как в ЯНАО сосредоточена основная добыча и "Газпрома", и частного сектора.
Понятно, что по этим причинам северное направление трубопровода действительно сильно загружено. Поэтому частные производители если и получали там доступ к трубе, то по "остаточному принципу". Это в лучшем случае. А в худшем "Газпром" или "Межрегионгаз" скупали у них газ на скважине по цене, которая на 25-30% ниже возможной цены реализации газа конечному потребителю на российском рынке. Газ при этом закачивается в ПХГ и в нужный "Газпрому" момент реализуется уже им самим с использованием схем замещения. А для частных компаний это означает не только проигрыш в цене реализации газа, но и отстранение от круга наиболее платежеспособных потребителей.
При этом самое обидное заключалось в том, что проверить наличие или отсутствие этой самой технологической возможности никто не может. Соответствующими данными располагает только ЦПДУ ОАО "Газпром", и обнародованию эта информация не подлежит.
А вот проблема сбыта газа частных компаний. Как правило, "Газпром" говорит, что нет возможности прокачать этот газ, например, на платежеспособный рынок стран Балтии, но можно прокачать его, скажем, в Беларусь или Молдову, где, как известно, цена реализации примерно в два раза меньше, а платежеспособная дисциплина почти отсутствует. То же самое касается и наиболее платежеспособных регионов России. "Газпром", например, уже несколько лет отказывается прокачивать газ ОАО "НОВАТЭК" в Башкирию, где спрос на газ высок и его реализация по договорным ценам была бы выгодна для НОВАТЭКа. Вместе с тем, НОВАТЭК может беспрепятственно продавать газ в депрессивной Курганской области.
Аналогичная дискриминационная ситуация складывается и с экспортом газа в страны дальнего зарубежья, где цена реализации газа в 4-6 раз выше, чем в России. В ОАО "Газпром" по этому поводу, как правило, говорили, что исключительное право компании экспортировать газ в эти страны компенсирует исключительное право частных компаний продавать газ в России по свободным ценам. Уместно ли такое противопоставление? Газ частных компаний никак не может составить конкуренцию газу "Газпрома" в Западной Европе. Вместе с тем, продать газ в России по свободной цене частным компаниям весьма затруднительно, так как рядом "Газпром" реализует свой газ по регулируемой государством более низкой цене.
Как уже можно было понять, именно риски отсутствия фактического свободного доступа к ГТС порождают и риски, обусловленные более высокими тарифами на оплату услуг по прокачке газа частных компаний и непрозрачностью маршрутов транспортировки, и риски, проистекающие из фактической блокады для частных производителей платежеспособных рынков сбыта газа в странах СНГ и Балтии, а также внутри России, и риски отсутствия возможности для этих компаний экспортировать газ в страны дальнего зарубежья.
Концентрированным выражением всех этих рисков является то, что средняя рентабельность работы ОАО "Газпром" априори будет выше, чем аналогичный показатель в частном секторе. Так, для "Газпрома" внутренняя норма доходности (internal rate of return – аналог российского показателя рентабельности) складывается на уровне минимум 15-20%, а для частных компаний не превышает 3-4%. Кстати сказать, в том числе и по этой причине российские ВИНК не расширяют газодобычу. ВИНК за счет экспорта нефти привыкли работать при рентабельности не ниже 25-30%, и потому при существующих реалиях развивать масштабную газодобычу для них экономического смысла нет.
Неопределенность перспективы
В том же контексте надо рассматривать риски, связанные с отсутствием системы долгосрочных договоров на прокачку газа частных компаний. Сегодня эти компании должны каждый год идти в "Газпром" и договариваться о поставках. Что будет в области транспортировки газа до потребителей через два года или пять лет, они знать не могут. Вместе с тем, потребители газа требуют от поставщиков именно долгосрочных контрактов. А если их нет, то как можно строить бизнес? Как можно планировать инвестиции, финансовую деятельность, развитие новых проектов и прочее?
А теперь еще один вопрос. Реально ли представить себе коммерческую компанию, которая будет производить многомиллионные инвестиции в газодобывающие проекты и одновременно в развитие газотранспортной системы, если нет ни понятных правил подключения новых месторождений к этой системе, ни гарантий беспрепятственного доведения газа до конкретного потребителя, ни практики долгосрочных договоров на прокачку? У частных газодобывающих компаний не было уверенности даже в том, что уже подписанные с ОАО "Газпром" краткосрочные договоры на прокачку газа до потребителей будут выполнены. Один из последних примеров – ситуация с поставками газа НОВАТЭКа для ОАО "Ульяновскэнерго", сложившаяся весной 2004 года и наделавшая много шума в прессе, Госдуме и даже в аппарате президента.
В середине мая 2004 года руководство компании ОАО "Ульяновскэнерго" получило письменное уведомление о том, что ООО "Самаратрансгаз" (компания на 100% принадлежит ОАО "Газпром") полностью прекращает транспортировку газа для энергосистемы Ульяновской области. А по сетям ООО "Самаратрансгаз" в Ульяновскую область поступал газ, добываемый двумя компаниями – ОАО "Газпром" и ОАО "НОВАТЭК". ОАО "Газпром" из-за задолженности по оплате за его газ прекратило подачу своего газа в Ульяновскую область в апреле 2004 года. Затем в мае того же года ОАО "Газпром" направило в ОАО "НОВАТЭК" факсограмму, в которой сообщалось, что "Газпром" прекращает подачу газа ОАО "НОВАТЭК" в Ульяновскую область по причине того, что область имеет задолженность по оплате за газ перед ОАО "Газпром".
Получается, что "Газпром" использовал свою собственность на ГТС как средство сквозного подавления конкурентов в лице частного производителя по всем звеньям газового бизнеса: добыча – транспортировка – сбыт. А точнее, мы здесь имели дело с ограничительной деловой практикой, которая во всем мире относится к области недобросовестной конкуренции.
Проблема доступа частных производителей газа к ГТС уже давно очевидна для всех. Но, тем не менее, она никак не решалась. В конечном итоге затягивание с разработкой равных для всех правил доступа к магистралям может привести к тому, что наращивание добычи газа в России столкнется с огромными трудностями. А российский газ с рынков Европы станет вытеснять газ из Средней Азии, Африки, сжиженный газ с мирового рынка.
Более того, его начнут замещать поставки газа, добываемого в рамках реализации зарубежных газодобывающих проектов с участием российских компаний. И таковая тенденция налицо, доказательством чему являются растущее количество газодобывающих проектов российских ВИНК в странах Латинской Америки, Африки, других регионах. Последний тому пример – намерения НК "ЛУКОЙЛ" участвовать в тендере на разработку газовых месторождений в Египте, который будет объявлен до конца 2004 года. Глава египетского представительства "ЛУКОЙЛ-Оверсиз" С.Никифоров заявил, что нефтяная компания намерена разрабатывать месторождения газа в Египте и реализовывать на этой основе проекты по производству сжиженного метана с целью поставок его в западноевропейские страны.
Получается, что капитал российских ВИНК, который мог бы работать в российской газодобыче, уходит из страны. И это понятно – российские риски слишком велики.
Вместе с тем, совершенно ясно, что и прозрачный доступ к ГТС и финансовое участие в ее расширении всех газодобывающих компаний России может быть обеспечено только в рамках концентрации этих фондов в собственности государства. Сегодня такую концентрацию уже можно считать состоявшейся. Конечно, смена формы собственности "Газпрома" и превращение его в государственную компанию пока не оформлены юридически. Но это вопрос лишь времени.
СЛОВО ЗА ГОСУДАРСТВОМ
В заключение хотелось бы сказать, что скорая смена структуры акционерного капитала крупнейшей газодобывающей компании России – это большой шаг в создании более благоприятных условий для развития газовой отрасли страны в целом. Получив после передачи "Газпрому" НК "Роснефть" контрольный пакет акций газовой корпорации, государство имеет все возможности для усиления своей роли в регулировании газовой отрасли и может незамедлительно приступить к устранению как общеотраслевых, так и специфических рисков инвестирования в газодобычу. Теперь, наконец, появились действительные основания ожидать введения равных для всех компаний России правил доступа к магистральным газопроводам.
Президент В