Регулирование естественных монополий в ... · 2015-05-06 · Это на 1,1 млн. барр./день больше фактического показателя

Энергетический бюллетень

23 апрель 2015

Регулирование естественных монополий в газотранспортном секторе

2

Э Н Е Р Г Е Т И Ч Е С К И Й Б Ю Л Л Е Т Е Н Ь

Выпуск № 23, апрель 2015

Содержание выпуска

Вступительный комментарий 3

Ключевая статистика 4

По теме выпуска

Проблемы регулирования транспортировки газа

по магистральным газопроводам в России 10

Транспортировка газа в ЕС: переходный период 14

Обсуждение

Тенденции в ТЭК России в начале 2015 года 18

Иранская нефть в свете санкций 22

Обзор новостей 28

Выпуск подготовлен авторским коллективом под руководством Леонида Григорьева

Виктория Гимади Александр Курдин

Олег Колобов Ирина Поминова

Александр Амирагян Александр Мартынюк

Ответственный за выпуск — Александр Голяшев

3



Вступительный комментарий

История трубопроводов и тарифов на прокачку в России — это во

многом проблема размеров страны, ее советского наследия и

огромного неравенства регионального развития. Основные

магистральные трубопроводы внутри страны и большинство

экспортных были построены в СССР, а нынешним коммерческим

владельцам достались практически даром. Только налог на

имущество как-то связывает их «с прошлыми инвестициями».

Зато стоимость новых труб должна по закону учитываться

(вместе с амортизацией) в тарифе, а это увеличивает стоимость

газа для потребителей, особенно в удаленных районах. Вход

независимых производителей газа (НПГ) в подземные хранилища и

магистральные трубопроводы также создает проблемы при

рассмотрении окупаемости инвестиций. Представители

«Газпрома» жалуются, что НПГ хотели бы войти в экспортные

мощности (контракты) со своим газом, но не готовы брать на

себя долю в инвестициях или в социальных функциях.

В ЕС создание единой правовой и регулирующей среды по Третьему

энергетическому пакету продолжается — компаниям приходится

выполнять его нормы. Кодекс по образованию тарифов еще

только будет принят в текущем году, и тогда можно будет

оценить, насколько Еврокомиссии удалось создать «шедевр» для

регулирования функционирования газовой инфраструктуры.

Фон I квартала 2015 г. — относительно низкие цены на нефть

(55–60 долл./барр.) и падение спроса на российский газ в условиях

мягкой зимы и украинского конфликта. Новая тема дискуссий и

фактор озабоченности стран-экспортеров нефти и газа —

соглашение «5+1» с Ираном и его будущее расширение экспорта.

Поэтому увеличение давления на рыночные цены неизбежно

приведет к их спаду. Однако масштабы давления и сроки далеко не

ясны. Экспортеры находятся не в том финансовом состоянии,

чтобы позволить себе большой перевес предложения или ценовую

войну. Впереди сложные маневры и договоренности с тем, чтобы

избежать новых финансовых потерь при сдвигах на рынках.

Главный советник руководителя Аналитического центра

проф. Леонид ГРИГОРЬЕВ

4



Российская статистика

Таблица 1

Ключевая энергетическая статистика по России

Показатель Ед. измер. Окт. 2014

Нояб. 2014

Дек. 2014

Янв. 2015

Фев. 2015

Март 2015

Месяч. изм., %

Годов. изм.,

%

Нефть

Добыча млн. т 44,8 43,5 45,1 45,1 40,7 45,3 11,1 1,4

Экспорт млн. т 19,1 18,1 16,2 20,5 18,3 20,5 11,9 8,3

Переработка млн. т 24,1 24,6 25,4 18,3 22,3 23,6 6,1 -3,3

Природный газ

Добыча млрд. куб. м 53,1 57,2 53,1 60,9 53,5 нд нд нд

Экспорт млрд. куб. м 19,1 13,2 11,4 15,8 13,8 нд нд нд

Потребление млрд. куб. м нд 46,5 нд 52,4 45,2 нд нд нд

Уголь

Добыча млн. т 32,5 33,9 35,4 31,1 29,5 29,6 0,2 2,9

Экспорт млн. т 12,6 11,9 11,5 11,8 11,2 12,7 13,1 4,6

Электроэнергия (ЭЭ) и тепло

Выработка ЭЭ млрд. кВт·ч 92,6 95,5 104,1 102,4 93,2 95,6 2,6 1,9

Произ-во тепла млн. Гкал 45,5 56,3 68,9 70,3 57,3 55,6 -3,0 2,4

Источник — Минэнерго России

График 1

Экспорт нефти из России

Источник — Минэнерго России, Росстат

5



График 2

Производство нефтепродуктов в России

Источник — Минэнерго России

В марте 2015 г. добыча нефти в России составила 45,3 млн. т (+1,4% к марту 2014 г.),

экспорт — 20,5 млн. т (+8,3%), переработка — 23,6 млн. т (–3,3%). Отмечается

продолжение отрицательной динамики показателей по газу, особенно касательно

экспорта. За I квартал 2015 г. добыча газа снизилась на 5,9% по сравнению с 2014

годом, а экспорт за январь-февраль упал на 24%. Сильнее всего сократились поставки

газа на Украину (–53%) и в Италию (–42%).

График 3

Средние розничные цены на нефтепродукты в России и индекс потребительских цен (ИПЦ) за неделю

Источник — Росстат

6



Таблица 2

Цены на нефтепродукты на 13 апреля 2015 г. (руб./л) и их изменение за 28 дней

Регион/нефтепродукт АИ-80 АИ-92 АИ-95 ДТ

Цена Изм. Цена Изм. Цена Изм. Цена Изм.

Российская Федерация 30,81 0,02 32,15 0,06 35,05 0,06 34,34 0,20

Москва нд нд 32,64 0,04 35,66 0,09 34,61 0,16

Московская область 30,12 0,04 32,02 0,08 35,18 0,05 33,74 0,31

Санкт-Петербург нд нд 32,66 0,04 36,09 0,09 34,58 0,20

Ленинградская область 31,30 0,03 32,11 0,00 35,14 0,02 34,00 0,17

Новосибирск 26,58 0,20 30,06 0,00 32,58 0,00 34,96 0,46

Екатеринбург нд нд 31,73 0,08 34,13 0,08 34,57 0,09

Казань 30,01 0,00 30,93 0,11 34,00 -0,21 33,86 0,02

Владивосток нд нд 35,25 -0,02 37,14 -0,02 37,19 0,00

Севастополь нд нд 36,77 0,06 38,81 0,06 35,41 1,22

Источник — Росстат

В марте-апреле 2015 г. розничные цены на моторные топлива в среднем по России

практически не изменились. Среди регионов в Севастополе и Крыму сильно выросли

цены на дизтопливо. Производство электроэнергии в России в марте 2015 г. выросло

на 1,6% по сравнению с мартом 2014 г., а потребление снизилось на 2,2%. За I квартал

2015 г. производство и потребление электроэнергии выросло на 0,4% и 0,1%

соответственно относительно 2014 года.

График 4

Потребление и цена электроэнергии в России

Источник — НП «Совет рынка»

7



Мировая статистика

Таблица 3

Цены на энергоносители

Показатель Ед. измер. 30

мар 06 апр

13 апр

20 апр

Изм. за мес., %

Среднемес.* год. изм., %

Нефть Urals долл./барр. 53,2 56,3 56,3 61,2 16,7 -46,8

Нефть Brent долл./барр. 54,2 56,8 57,3 61,6 14,2 -46,6

Нефть WTI долл./барр. 48,7 52,1 52,0 56,4 22,5 -48,4

Бензин (цена ARA FOB) долл./т 601,0 596,5 608,0 653,5 11,3 -39,8

Дизель (цена ARA FOB) долл./т 514,0 502,5 530,8 562,0 10,6 -41,6

Газ (цена на TTF Hub) долл./тыс. м3 267,5 278,1 263,9 261,2 2,6 -14,6

Уголь (API 2 CIF ARA) долл./т 59,2 58,6 59,6 59,9 -1,7 -23,1

Электроэнергия (EEX) евро/МВт ч 16,1 25,8 21,2 32,7 -7,4 -7,5

* Здесь и далее цены за апрель 2015 г. рассчитаны как средние за период 1–20 апреля.

Источник — Thomson Reuters Datastream, Intercontinental Exchange

С начала апреля котировки основных сортов нефти перешли к росту. Этому

способствовали ожидания снижения добычи сланцевой нефти, подтверждаемые

дальнейшим снижением числа буровых установок в США, замедление роста запасов

сырья в США, а также военная операция в Йемене. В то же время подъем цен

сдерживался новостями о росте добычи нефти в Саудовской Аравии, Ираке и Ливии.

График 5

Цены на нефть Urals, WTI и Brent

Источник — Thomson Reuters Datastream

8



График 6

Цены российского газа на границе с Германией, газа на TTF Hub, индонезийского СПГ в Японии и природного газа в США (Henry Hub)

Источник — МВФ, Intercontinental Exchange

В конце марта — начале апреля цены на природный газ в США продолжили обновлять

минимальные значения ввиду неожиданно быстрого роста запасов в подземных

хранилищах. В Европе цены на газ оставались относительно стабильными. Падению

цен на электроэнергию там, помимо устойчиво низких цен на уголь и газ,

способствовали благоприятные условия для работы ветровых электростанций.

График 7

Динамика цен на уголь (API 2 CIF ARA), газ (TTF Hub) и электроэнергию (EEX)

Источник — Thomson Reuters Datastream

9



График 8

Добыча и потребление нефти в мире; изменение доли ОПЕК в мировой добыче и доли ОЭСР в мировом потреблении

Источник — МЭА

В апреле МЭА вновь повысило прогноз мирового спроса на нефть в 2015 году — на

0,09 млн. барр./день — до 93,6 млн. барр./день. Это на 1,1 млн. барр./день больше

фактического показателя 2014 года. При этом прогноз прироста предложения нефти со

стороны стран, не входящих в ОПЕК, в 2015 году снижен с 0,8 до 0,6 млн. барр./день.

Таблица 4

Производство (добыча) и потребление нефти, млн. барр./день

2014 2015 I кв. 2015 /

I кв. 2014, % I II III IV I

Добыча нефти

ОПЕК 36,3 36,4 37,0 37,0 37,0 1,9

Сауд. Аравия 11,4 11,4 11,5 11,5 11,7 3,0

США 11,0 11,7 12,1 12,5 12,6 14,7

Россия 11,0 10,9 10,8 11,0 11,0 0,2

Мир 92,1 92,9 94,0 94,9 94,5 2,6

Потребление нефти

Китай 10,2 10,4 10,4 10,7 10,4 2,5

Европа (ОЭСР) 13,0 13,4 13,9 13,5 13,3 2,6

США 19,1 19,0 19,5 19,8 19,5 1,7

Мир 91,7 91,6 93,0 93,7 93,0 1,4


10



По теме выпуска: В России

Проблемы регулирования транспортировки газа

по магистральным газопроводам в России

В последние годы наблюдается рост роли независимых

поставщиков газа (далее — НПГ) на внутреннем газовом рынке

России. Данная тенденция сопровождается существенным

продвижением в сторону сокращения проблем доступа НПГ к

единой системе газоснабжения (далее — ЕСГ) России. Среди

существующих недостатков функционирования газового рынка

сохраняется проблема обеспечения честной конкуренции между

Группой «Газпром» и НПГ при установлении тарифов на услуги по

транспортировке газа по магистральным газопроводам, а также

проблема доступа к услугам по хранению газа в подземных

хранилищах (далее — ПХГ).

На внутреннем рынке газа в России в последние годы повышается уровень

конкуренции между Группой «Газпром» и НПГ. Конкурентная борьба происходит на

фоне замедляющихся темпов роста экономики и спроса на газ на внутреннем рынке,

при ужесточившихся требованиях по уровню утилизации попутного нефтяного газа для

нефтяных компаний (давление со стороны предложения). Также в последние годы

наблюдается достаточно интенсивный рост регулируемых оптовых цен на газ для

группы «Газпром» (НПГ могут назначать цены ниже регулируемых). В результате доля

НПГ в добыче природного газа в России с 2008 по 2014 год выросла с 17,4 до 32,4%.

В целях дальнейшего развития конкурентного рынка газа в России ставятся вопросы о

создании равных условий для Группы «Газпром» и независимых поставщиков газа в

сфере услуг по транспортировке газа по магистральным сетям в рамках ЕСГ России

(далее — услуги по транспортировке газа). Это достаточно важный этап, который

позволит гармонично совершить запланированный переход от регулирования оптовых

цен на газ к регулированию тарифов на услуги по его транспортировке (в соответствии

с действующим законодательством переход должен произойти к 2018 году). При этом

необходимо учитывать, что все изменения в регулировании газотранспортного

сегмента не должны повлиять на надежность функционирования ЕСГ России — по

причине высокой значимости поставок газа для экономики и населения России.

11



Услуги по транспортировке газа в России относятся к естественно-монопольному виду

деятельности, который регулируется государством. Как и у любой естественно-

монопольной сферы, при транспортировке газа в той или иной степени наблюдается

комплекс типовых проблем в регулировании, которые можно разделить на две

укрупненные группы — проблемы тарификации и проблемы допуска независимых

компаний к инфраструктуре.

Проблемы тарифного регулирования услуг по транспортировке газа

В настоящее время осуществляется регулирование тарифов на услуги по

транспортировке газа для независимых организаций по магистральным газопроводам

ОАО «Газпром» (в соответствии с разработанной ФСТ России методикой). Тарифы для

организаций группы «Газпром» назначаются внутри компании и не регулируются.

В последние годы тариф на транспортировку газа возрастал, хотя в 2011–2013 годах

темпы его повышения были ниже темпов роста цен на газ для промышленных

потребителей, что стало одним из значимых факторов расширения добычи газа НПГ

(График 9). Сравнение динамики цен на газ и тарифов на транспортировку является

важным фактором, влияющим на состояние конкурентной среды по причине того, что

доля тарифа на транспортировку газа в структуре цены на газ достигает около трети.

График 9

Темпы роста цен на газ (руб./тыс. куб. м) и средних тарифов* на транспортировку по магистральным газопроводам (руб./тыс. куб. м на 100 км), в % к 2008 году

Источник — Росстат, ФСТ России

Хотя тарифы на газ растут медленнее, чем регулируемые оптовые цены на газ, а в

2014 году и вовсе были заморожены на уровне 2013 года, у НПГ вызывает претензии

12



то, что порядок формирования тарифов, по их мнению, является непрозрачным и

несбалансированным. Это может привести к установлению для них завышенных

тарифов на транспортировку.

В данном случае актуальность сохраняют два ключевых вопроса. Во-первых,

необходимость повышения прозрачности регулируемой деятельности Группы

«Газпром». В настоящее время требования по обеспечению прозрачности деятельности

естественных монополий в газовой отрасли регулируются целым рядом нормативных

актов, но НПГ заявляют о непрозрачной системе формирования тарифов на услуги по

транспортировке газа по трубопроводам. Публикуемые данные по затратам,

включаемым в наименьшую выручку, на которой основано формирование тарифа,

являются чрезмерно агрегированными, на их основе практически невозможно

сформировать позицию об обоснованности затрат естественной монополии. При этом

для достижения оптимального уровня прозрачности стоит искать баланс между

оправданным раскрытием информации и сохранением коммерческой тайны Группы

«Газпром» (раскрытие информации может повлиять на деятельность конкурентных

сегментов).

Во-вторых, решения требует проблема выравнивания регулируемых и

внутрикорпоративных тарифов Группы «Газпром» на услуги по транспортировке по

магистральным газопроводам. Действительно, единый тариф достаточно важен для

соблюдения правил честной конкуренции между различными производителями газа в

России. При этом, по мнению НПГ и ряда ФОИВ, внутрикорпоративный тариф для

Группы «Газпром» в среднем ниже, чем для НПГ (но это не означает, что данная

тенденция наблюдается для любого направления транспортировки). Целесообразность

единого газотранспортного тарифа была подчеркнута Президентом России

4 июня 2014 г. на заседании Комиссии по развитию топливно-энергетического

комплекса и экологической безопасности в Астрахани. Однако реализация данного

перехода осложнена существенными ограничениями. Внедрение единого тарифа не

должно негативно повлиять на положение отдельных потребителей ОАО «Газпром» и

привести к значительному росту цен на услуги по транспортировке. Также многими

экспертами отмечается, что для выравнивания тарифов потребуется существенно

изменить действующую систему регулирования. Предстоит сделать выбор новой

системы: например, осуществлять регулирование тарифов отдельных дочерних

обществ Группы «Газпром» (сейчас тариф задается для компании в целом), что может

нарушить целостность развития ЕСГ России. Другим вариантом является отделение

компании по транспортировке газа от других видов деятельности Группы «Газпром»

(здесь стоит оценить, какой эффект будет превалировать — от сохранения

вертикальной интеграции или от повышения уровня конкуренции за счет разделения).

13



Проблемы недискриминационного доступа к инфраструктуре по транспортировке газа

В настоящее время не наблюдается большой проблемы доступа НПГ к магистральным

сетям, что связано с перераспределением долей по добыче от Группы «Газпром» к

НПГ, а также в связи с сокращением объемов центральноазиатского газа в ГТС —

примерно в два раза с 2007 года (высвобождение мощностей). Однако в настоящее

время происходит согласование обновленного проекта правил недискриминационного

доступа к газотранспортной системе «Газпрома» для НПГ; данные правила упорядочат

вопросы гарантированного допуска всех производителей к сетям, что должно

способствовать улучшению конкурентной среды.

Проблемы недискриминационного доступа и тарифного регулирования услуг по хранению природного газа в подземных хранилищах газа

В связи с ростом доли НПГ на газовом рынке увеличивается и уровень проблемы

доступа к услугам ПХГ на недискриминационных условиях. Сейчас в России Группа

«Газпром» обладает монопольным правом на сооружение и эксплуатацию подземных

хранилищ газа. Система ПХГ является неотъемлемой частью ЕСГ России, а также по

всем формальным признакам подпадает под определение естественной монополии. При

этом доступ независимых производителей газа к ПХГ осуществляется с разрешения

«Газпрома» и на условиях (объем, тариф, время), определяемых компанией в

одностороннем порядке. По некоторым оценкам, цена на хранение газа в ПХГ для

дочерних структур «Газпрома» ниже цены, устанавливаемой компанией для НПГ

(например, ФАС России оценивает разницу в 35% в 2013 году). Возможные проблемы с

допуском к ПХГ могут привести к ограниченности возможных маневров по поставкам

газа среди НПГ, что также снижает уровень конкуренции.

В настоящее время рассматриваются варианты по установлению на государственном

уровне единых правил доступа к ПХГ, которые могут сопровождаться как введением

регулирования тарифов, так и сохранением текущей ситуации (например, в странах

Европы примерно одинаково распространены обе модели). При этом рассматривается

вариант, при котором НПГ разрешат строить свои ПХГ; однако, по оценкам компаний,

данная мера кардинально не решит сложившихся проблем (капитальные затраты на

строительство ПХГ достаточно высоки; НПГ не нуждаются в строительстве крупных

мощностей, а небольшие ПХГ могут быть неэффективными по причине отсутствия

экономии на масштабе).

http://www.fas.gov.ru/fas-news/fas-news_35982.html

14



По теме выпуска: В мире

Транспортировка газа в ЕС: переходный период

Проблемы регулирования естественных монополий тяжело

решаются даже в экономиках с наиболее развитым рыночным

хозяйством. В Евросоюзе формирование единого

инфраструктурного пространства в ТЭК, действующего на базе

универсальных конкурентных принципов, происходит только

теперь и дается европейцам непросто. Пока нет уверенности в

итоговых результатах реформы, ассоциируемой с Третьим

энергопакетом, но заставить страны и компании внедрить его

нормы Еврокомиссия все-таки смогла. Теперь дело за внедрением и

выполнением сетевых кодексов. Кодекс, устанавливающий правила

тарифообразования на транспортировку газа, должен быть

принят в этом году.

До осуществления реформ, фактически начавшихся в середине 2000-х годов,

газотранспортный комплекс в европейских странах функционировал по различным

схемам, но принципы его устройства были примерно общими. Магистральные

газопроводы принадлежали крупным компаниям из сегмента «мидстрим», то есть

сегмента транспортировки и оптовой продажи газа. Эти компании могли быть

государственными, как Gaz de France во Франции или SNAM в Италии, а также British

Gas в Великобритании до приватизации, либо частными. Если рассматривать рынок

газа в продуктовых границах одного вида топлива, без учета возможности

межтопливного замещения, то эти компании можно было считать монополиями

(естественными) в пределах их газотранспортной сети, которая часто имела

общенациональный масштаб. Впрочем, в Германии это было не так; там подобных

газовых компаний — оптовых продавцов — было несколько. Однако на практике они

избегали конкуренции между собой, имели тесные неформальные связи и некоторую

степень аффилированности в рамках акционерного капитала, не говоря уже о связях

между оптовыми продавцами и их клиентами — распределительными компаниями и

крупными потребителями. Так что продажи в «чужом» регионе были скорее

редкостью1. Эта ситуация не позволяла говорить о реальной интеграции газового

1 Lohmann H. The German Gas Market post 2005: Development of Real Competition / Oxford Institute for

Energy Studies, 2009.

15



рынка, даже несмотря на наличие трансграничной инфраструктуры и формальную

свободу торговли.

Недостаточная интеграция газовых рынков, по мнению европейских регуляторов,

приводила и до сих пор приводит к потерям благосостояния. Так, по оценке ACER

(Агентство по взаимодействию регуляторов в области энергетики) и CEER (Совет

европейских регуляторов энергетики), потери от отсутствия единого газового рынка в

ЕС в 2013 году составили 7 млрд. евро. Эта оценка была сделана на основе

сопоставления фактического уровня ликвидности и конкуренции на оптовых рынках

газа разных стран с аналогичными показателями на голландском хабе TTF, который

считается эталоном по этим двум показателям (График 10). Указанные потери

снизились с 11 млрд. евро в 2012 году, что регуляторы приписывают развитию

инфраструктуры и изменению условий долгосрочных контрактов под давлением

усилившейся конкуренции. Заметим, что по итогам 2014 года эта оценка, вероятно,

опять возрастет ввиду вновь расширившегося спреда между ценами газа по

долгосрочным контрактам (по крайней мере российским) и спотовыми ценами на

европейских хабах.

График 10

Оценка потерь европейских стран от недостаточной интеграции газовых рынков, в расчете на душу населения в год (для домохозяйств), и доля поставок газа из России в их потреблении

Источник — ACER/CEER. Annual Report on the Results of Monitoring the Internal Electricity and Natural Gas Markets in 2013; МЭА

16



Рассматриваемые ACER и CEER потери приписываются в их материалах

монополизации национальных рынков, поскольку ключевой переменной в анализе

являются цены, и более высокий уровень рыночной концентрации, по оценкам

указанных агентств, ожидаемо приводит к более высоким ценам. В связи с этим, с

одной стороны, отношение к политике интеграции европейского рынка как к

«антигазпромовской» имеет некоторые основания — у всех стран, где доля поставок

«Газпрома» в потреблении составляла более 80%, потери потребителей выше

медианного показателя по странам ЕС (График 10). Однако в ряде случаев потери

высоки и в странах без больших поставок из России, но со слабой инфраструктурой,

низкой ликвидностью на местных хабах; и, наоборот, на некоторых достаточно

конкурентных и ликвидных рынках — с минимальными потерями для потребителя —

позиции «Газпрома» довольно сильны (Германия, Австрия).

Директивы ЕС 1998 и 2003 годов (Первая и Вторая газовые директивы) сформировали

основные принципы нового рынка, включая частичное разделение (по крайней мере

организационное) транспортного бизнеса и собственно продажи газа, а также принцип

недискриминационного доступа к газопроводам (в этом аспекте Россия шла

параллельно — данный принцип был закреплен в законе «О газоснабжении» 1999

года). Но эти европейские директивы не привели к существенному обострению

конкуренции — возможно, не столько из-за антиконкурентного поведения

укоренившихся фирм, сколько из-за объективного недостатка газа на рынке

относительно растущего спроса. Но совпавшие по времени послекризисное падение

спроса на газ в Европе и принятие Директивы 2009/73/EC (в рамках Третьего

энергопакета), подразумевавшей окончательное отделение естественно-монопольного

транспортного сегмента от потенциально конкурентного сегмента добычи и продажи

газа, изменили рыночный ландшафт.

Внедрение новых норм было непростым: как свидетельствует отчет Еврокомиссии о

развитии единого рынка, в 2011 году, когда нормы Третьего энергопакета должны

были вступить в силу, большая часть стран — членов ЕС пренебрегла этим

требованием. Тогда Еврокомиссия начала 38 разбирательств против 19 стран (15 дел

дошли до Европейского суда), в результате чего в 2012–2013 годах процесс

существенно ускорился, и к концу 2014 года претензии в отношении принятия Третьего

энергопакета оставались только в отношении Румынии и Ирландии, и, по данным

Еврокомиссии, 96 из примерно 100 операторов сетей газо- и электроснабжения (TSO)

теперь сертифицированы на соответствие нормам Третьего энергопакета.

В то же время имплементация европейских норм не обеспечивает моментального

результата. Проводя политику развития газового рынка, европейские регуляторы ACER

17



и CEER заявляют о необходимости более эффективного управления мощностями по

хранению и транспортировке газа, Еврокомиссия указывает на необходимость

сооружения новой физической инфраструктуры.

И регуляторы, и Еврокомиссия так или иначе заявляют о важности проблемы

европейских правил тарифообразования на транспортировку газа. Еврокомиссия

справедливо указывает, что для инвестиций в транспортную инфраструктуру в

условиях разделения транспортировки и продажи газа необходима прозрачность и

предсказуемость транспортного тарифа. ACER и CEER отмечают, что сейчас тарифы

на трансграничную транспортировку сильно различаются: так, разница между

минимальным и максимальным уровнем тарифа в случае поставок в Германию и из нее

в некоторых случаях достигает 3 раз. Регуляторы рассчитали также число дней в 2013

году, когда затраты на транспортировку газа между хабами оказывались выше спреда

между ценами на этих хабах, так что арбитраж, который привел бы к выравниванию

цен, был невыгоден из-за дороговизны транспортировки. Оказалось, для различных пар

западноевропейских хабов таких дней было, как правило, более 200. Интерпретировать

это можно двояко: с одной стороны, выравнивание цен между хабами достигло

высокой степени. С другой стороны, достаточно высокие затраты на транспортировку

препятствуют их выравниванию. Сами регуляторы отказываются делать выводы на

основе этих данных по простой причине: пока нет правил, на основе которых можно

было бы беспристрастно судить об обоснованности тарифов.

Введение этих правил должно состояться в ближайшее время. Вслед за

имплементацией базовых норм Третьего энергопакета Еврокомиссия должна утвердить

сетевые кодексы и иные нормативные акты, обязательные для исполнения, которые

устанавливают детализированные правила функционирования рынков. Уже приняты

кодексы по распределению мощностей, по балансировке потоков газа, правила по

регулировке перегрузок, на утверждении находятся правила по совместимости систем.

Но сетевой кодекс по тарифам находится в разработке. В соответствии с принятой

процедурой ACER в 2012–2013 годах разработало руководящие принципы по

тарификации, предусмотревшие в том числе четыре разные методики учета издержек

для формирования тарифа. Принципы были переданы в ENTSO-G (Европейская сеть

операторов газотранспортных систем), объединяющую газотранспортные компании и

уполномоченную непосредственно разработать кодекс. Предварительная версия

кодекса была готова в декабре 2014 г. и направлена в ACER. 31 марта 2015 г. ACER

ответило ENTSO-G, что благодарит за усилия и открытость, но в отношении

содержания документа есть серьезные претензии по целому ряду вопросов.

Организациям предстоит согласовать позиции до конца года — по планам

Еврокомиссии документ надо принять в IV квартале 2015 г.

18



Обсуждение: В России

Тенденции в ТЭК России в начале 2015 года

В I квартале 2015 г. отмечается положительная динамика в

развитии большинства отраслей ТЭК России. Снижение темпов

экономического роста практически не сказалось на производстве и

потреблении энергоресурсов, они выросли по отношению к

предыдущим годам. Низкие мировые цены на нефть не повлияли на

динамику развития нефтяной отрасли — напротив, объемы

добычи и экспорта выросли. Показатели по углю также стабильны

или растут. Исключением является природный газ, экспорт

которого за первые два месяца текущего года упал на четверть

по сравнению с 2014 годом, а добыча и потребление также

снизились, но меньшими темпами. Это вызвано резким

сокращением закупок российского газа Украиной и снижением

спроса со стороны ряда других европейских стран.

2014 год был довольно успешным для ТЭК России: отмечен рост показателей по всем

отраслям, кроме газовой. В нефтяном секторе выросли добыча и переработка при

одновременном снижении экспорта, в угольной отрасли рост показали добыча и

экспорт, а внутреннее потребление немного сократилось. При этом выделяется

природный газ, по которому по итогам года зафиксировано снижение по всем

основным показателям — по добыче, потреблению и экспорту. Выявленные в 2014

году тенденции сохранились и в начале 2015 года, но с рядом особенностей.

Нефтяная отрасль: экспорт растет, добыча стабильна

В I квартале 2015 г. основные показатели нефтяной отрасли выросли по сравнению с

аналогичными значениями предыдущих лет. Так, уровень добычи оказался на рекордно

высоком уровне относительно постсоветского периода — 131,1 млн. т за квартал (по

данным Минэнерго России). Рост добычи нефти обеспечивается, главным образом,

разработкой месторождений в относительно новых районах — в Восточной Сибири и

на Дальнем Востоке.

Падение экспорта нефти по итогам 2014 года (–5,9% к 2013 году) сменилось ростом в

начале 2015 года (График 11). Так, за I квартал объем экспорта вырос на 7% к уровню

2014 года, что может позволить в 2015 году достичь показателей 2010–2012 годов

(около 240 млн. т). Снижение объемов экспорта нефти в 2014 году сопровождалось

19



увеличением экспорта нефтепродуктов, что могло быть следствием принятия

изменений в законодательстве, заключающихся в корректировке экспортных пошлин

на сырую нефть и нефтепродукты. В 2015 году с внедрением норм «большого

налогового маневра» были снижены экспортные пошлины на нефть, следствием чего

стал рост экспорта уже в первом квартале.

График 11

Нефтяная отрасль России в I квартале 2010–2015 годов и розничные цены на моторные топлива в среднем по России в I квартале 2015 г.

Источник — Аналитический центр по данным Минэнерго России и Росстата

До 2015 года переработка нефти в России росла быстрыми темпами, а за I квартал

2015 г. рост остановился — немного увеличился лишь объем производства дизельного

топлива. За первые 3 месяца 2015 года розничные цены на моторные топлива не росли

(а по некоторым видам снизились). Отсутствие роста выбивается из общей тенденции

предыдущих лет — в 2012–2014 годах прирост цен за I квартал составлял в среднем 2–

3%. Фиксирование цен на уровне конца 2014 года связано со снижением акцизов на

нефтепродукты в рамках проведения «налогового маневра» в нефтяной отрасли. При

этом стоит учесть, что основной прирост цен на моторные топлива в течение года

происходит во II, III и IV кварталах с некоторой временной разницей между

дизтопливом и бензинами. Поэтому в ближайшие месяцы можно ожидать

возобновления роста цен в силу сезонного фактора.

20



Газовая отрасль: продолжается резкое снижение экспорта

Развитие газовой отрасли в 2014 году с точки зрения динамики основных показателей

можно условно разделить на 2 периода — до середины года и после. В первой

половине года отмечался рост добычи и экспорта газа (год к году), а во второй —

резкое снижение, особенно экспорта. Спад показателей в конце 2014 года продолжился

и в 2015 году (График 12). Так, за январь-февраль 2015 г.2 экспорт газа из России

сократился на 24% по сравнению тем же периодом 2014 года и составил

29,6 млрд. куб. м, что является минимальным показателем с 2010 года (более ранний

период не рассматривался). Наибольший вклад в снижение экспорта российского газа

внесли Украина, поставки в которую упали в 2 раза и на которую пришлось 20%

объема суммарного спада, и Италия (–42%). Уменьшение поставок российского газа в

Европу связано с общим падением импорта и потребления газа в регионе.

График 12

Газовая отрасль России в январе-феврале 2010–2015 годов и структура экспорта газа в топ-4 стран в январе-феврале 2013–2015 годов

Источник — Аналитический центр по данным Минэнерго России и ФТС России

Снижение экспорта газа в конце 2014 года и начале 2015 года сказалось на показателях

по добыче. Так, за первые два месяца 2015 года объем добычи снизился на 7%

относительно двух месяцев 2014 года (по данным ГПУ «ЦДУ ТЭК», за I квартал

падение составило –5,9%). Потребление газа в России упало на 5%, что вызвано

снижением спроса со стороны промышленности и электроэнергетики.

2 На момент написания материала данные Минэнерго России и ФТС России по газу за март 2015 г.

отсутствуют, поэтому рассмотрены только первые 2 месяца года.

21



Угольная отрасль: рост добычи угля

Развитие угольной отрасли России в последние годы характеризовалось значительным

ростом экспорта (+45% за 2011–2014 годы), снижением потребления и небольшим

увеличением добычи. В I квартале 2015 г. рост экспорта затормозился, в первую

очередь в силу снижения поставок некоторых типов углей в Китай (График 13).

Отметим, что в России рентабельность экспорта угля выше по сравнению с поставками

на внутренний рынок.

График 13

Угольная отрасль и производство электроэнергии в России, I квартал 2010–2015 гг.

Источник — Аналитический центр по данным Минэнерго России

Динамику производства и спроса на электроэнергию в России преимущественно

определяет промышленность. Потребление энергии в промышленности, в свою

очередь, зависит от ряда факторов, в том числе от общего состояния национальной

экономики и спроса на продукцию на мировых рынках. В I квартале 2015 г. в России

производство электроэнергии оказалось на уровне 2010–2011 годов и ниже показателей

2012–2013 годов. В 2010–2015 годах максимальные колебания показателя год к году

составляют 2–3%.

Анализ динамики показателей ТЭК России за I квартал 2015 г. показывает, что

ключевые изменения происходят в сфере экспорта газа, в которой продолжается

падение, начавшееся еще во второй половине 2014 года. Развитие нефтяной и угольной

отраслей проходит без значительных изменений по сравнению с предыдущими годами.

22



Обсуждение: В мире

Иранская нефть в свете санкций

2 апреля в швейцарской Лозанне было подписано рамочное

соглашение между Группой «5+1» и Ираном относительно иранской

ядерной программы. Оно открывает возможности для

урегулирования иранского ядерного вопроса и снятия санкций, но

не снимает неопределенности: удастся ли сторонам достичь

финальной договоренности к концу июня, и как будет проходить

снятие санкций? Мировая цена на нефть отреагировала на

подписание рамочного соглашения 5%-м падением (с последующей

корректировкой). Как повлияли международные санкции на

состояние нефтяной отрасли Ирана? Что ждет мировой рынок

нефти в случае их отмены?

Санкции против ядерной программы Ирана

Иран находится под действием санкций со времен революции 1979 года, но

масштабный этап, связанный с ядерной программой страны (в которой западные

страны подозревают военную составляющую), берет свое начало в середине 2000-х

годов (хотя США начали вводить соответствующие санкции еще раньше). С 2006 года,

когда была принята первая резолюция Совета Безопасности ООН, санкции против

Ирана приобрели международный характер, а с 2010 года они значительно усилились.

Наиболее обширные санкции в отношении Ирана введены США и Европейским

союзом, в меньшей степени к ним присоединились Канада, Австралия, Норвегия и

Швейцария.

Санкции против ядерной программы Ирана объединяют широкий спектр мер, включая

санкционные списки, финансовые ограничения, ограничения для нефтегазовой отрасли

(в том числе для иностранных инвестиций), запрет на ввоз в Иран ядерных технологий

и материалов, продукции «двойного назначения», запрет на поставки вооружения и т.д.

К 2012 году Ирану ограничили доступ к международной финансовой системе (санкции

США на взаимодействие с Центральным банком Ирана, отключение от межбанковской

платежной системы SWIFT); страны ЕС согласовали нефтяное эмбарго, включая запрет

на страхование европейскими компаниями иранских нефтеперевозок (нефтяное

эмбарго США в отношении Ирана действовало задолго до этого), а на основных

импортеров иранской нефти стало оказываться сильное давление: под угрозой

23



отключения от финансовой системы США им было предписано в течение 180 дней

значительно сократить закупки.

В ноябре 2013 г. Иран и группа международных переговорщиков, объединяющая пять

постоянных членов Совета Безопасности ООН и Германию (Группа «5+10»)3

,

согласовали «План совместных действий», в соответствии с которым Иран согласился

свернуть или заморозить часть своей ядерной программы в обмен на смягчение

санкций: разрешение на закупки продуктов нефтехимии из Ирана; снятие запрета на

импорт в Иран комплектующих для автомобилей и гражданской авиации и запрета на

оборот драгоценных металлов; постепенное открытие доступа к части средств,

замороженных на счетах иностранных банков; и предоставление экспортерам иранской

нефти возможности продолжать закупки в суммарном объеме, не превышающем

1 млн. барр./день. Первоначально план был рассчитан на 6 месяцев, но впоследствии

его действие продлили до 30 июня 2015 г.

Влияние санкций на добычу и экспорт иранской нефти

Иран — один из мировых лидеров по запасам углеводородов: он находится на первом

месте по запасам газа (33,8 трлн. куб. м на конец 2013 года по данным BP) и на

четвертом месте по запасам нефти (21,6 млрд. т). В то время как добыча газа на

текущем этапе преимущественно направлена на удовлетворение внутреннего спроса,

40% добытой в стране нефти и газоконденсата в 2012 году (по оценке МЭА) Иран

экспортировал (до ужесточения санкций доля экспортируемой нефти достигала 60%).

Нефтяная отрасль играет важнейшую роль в экономике страны, обеспечивая около 20%

ВВП Ирана, около 50% государственных доходов и около 80% поступлений от

экспорта (по состоянию на 2012 год). В этой связи основной удар санкций ожидаемо

пришелся именно на нее.

К середине 2000-х годов Ирану удалось довести добычу нефти и газоконденсата в

стране до 4,4–4,5 барр./день (максимальный показатель после революции), что делало

его вторым по величине производителем в ОПЕК после Саудовской Аравии. Экспорт в

этот период составлял 2,6–2,7 млн. барр./день. Несмотря на введение международных

санкций, Ирану удавалось поддерживать эти уровни до 2011 года включительно, как за

счет расширения и диверсификации экспортных поставок (преимущественно в

азиатский регион), так и за счет опоры на внутренний рынок (График 14). Но

ужесточение санкций в конце 2011 – середине 2012 года имело для нефтяной отрасли

Ирана самые серьезные последствия. По итогам 2012 года и добыча, и экспорт

сократились приблизительно на 1 млн. барр./день. В 2013 году Иран добывал уже

3 Переговоры в таком формате идут с 2006 года.

24



3,1 млн. барр./день, а экспорт приблизился к 1 млн. барр./день. Санкции,

ограничивающие иностранные инвестиции и доступ к технологиям, усугубили

внутренние проблемы нефтяной отрасли страны (истощение действующих

месторождений, низкие коэффициенты нефтеотдачи, не самые привлекательные

условия нефтяных контрактов), что в сочетании с сужением экспортных возможностей

и обусловило падение добычи. Под угрозой американских и европейских санкций

большинство иностранных нефтедобывающих компаний (прежде всего западных) в

2009–2012 годах приняли решение о выходе из иранских проектов. В их числе:

французская Total, итальянская ENI, британо-нидерландская Shell, норвежская Statoil.

Азиатские инвесторы также начали проявлять осторожность, что нашло отражение в

затягивании сроков реализации нефтяных проектов. Несмотря на продолжающуюся

деятельность по поиску и разведке нефти, с 2007 года Иран не ввел в разработку ни

одного нового нефтяного месторождения.

График 14

Добыча и экспорт нефти и газоконденсата из Ирана, 2000-2012, млн. барр./день


В сложившейся ситуации Иран стал активно развивать нефтепереработку, строить

нефтехранилища, расширять танкерный флот (который также можно использовать для

хранения нефти) и предпринимать меры по сохранению оставшихся покупателей: от

предоставления скидок и страхования нефтеперевозок до использования обходных

схем. К моменту смягчения санкций в ноябре 2013 г. иранскую нефть продолжали

закупать (в значительно меньших объемах по сравнению с 2011 годом, позволяющих

25



избежать американских санкций) только 6 азиатских стран — по сравнению с 21

импортером ранее (График 15). Замещение выпадающих объемов иранской нефти на

мировом рынке в основном обеспечили его партнеры по ОПЕК: Саудовская Аравия,

Ливия, Ирак.

График 15

Объем и структура иранского экспорта сырой нефти, 2011-2013, млн. барр./день

Источник — Congressional Research Service Report, 2015

В 2014 году наблюдалось небольшое восстановление иранской добычи — до 3,4–

3,5 млн. барр./день. Экспорт (по внешним оценкам) возрос до 1,3–1,4 млн. барр./день

преимущественно за счет увеличения поставок в Китай и Индию.

Рамочное соглашение и позиции сторон

2 апреля по результатам очередных переговоров между Группой «5+1» и Ираном было

объявлено о достижении рамочного соглашения (Совместного всеобъемлющего плана

действий) по основным параметрам будущего договора. Согласно совместному

заявлению, возможности Ирана по обогащению урана, промышленные мощности и

запасы обогащенного урана будут ограничены. При выполнении Ираном своих

обязательств (под надежным контролем МАГАТЭ), ЕС, США и Совет Безопасности

ООН начнут скоординированно отменять санкции против ядерной программы Ирана.

США представили более детализированную версию «всеобъемлющего плана», которая

раскрывает:

http://eeas.europa.eu/statements-eeas/2015/150402_03_en.htm

http://eeas.europa.eu/statements-eeas/2015/150402_03_en.htm

http://www.state.gov/e/eb/tfs/spi/iran/fs/240539.htm

26



обязательства в отношении обогащения урана: сокращение количества центрифуг

до трети от текущего количества и только «первого поколения» на ближайшие

10 лет, сокращение запасов низкообогащенного урана до 300 кг и отказ от

обогащения урана до уровня более 3,67% на 15 лет; отказ от создания новых

объектов по обогащению на 15 лет; обогащение урана будет проходить на

единственном объекте в Натанзе — работы на объекте Фордо в течение 15 лет

вестись не будут;

условия обеспечения прозрачности и проведения проверок: регулярный доступ ко

всем ядерным объектам Ирана для экспертов МАГАТЭ; соблюдение Ираном

дополнительного протокола МАГАТЭ к соглашению о гарантиях безопасности

ядерных материалов; усиленные инспекции цепи снабжения ураном на 25 лет;

требование конверсии исследовательского ядерного реактора: использование

исследовательского реактора на тяжелой воде в Араке только в мирных научных

целях, продажа остатков тяжелой воды на международном рынке, отказ от ее

дальнейшей наработки, отказ от создания реакторов на тяжелой воде на 15 лет;

изменение санкционного режима: отмена санкций США и ЕС после того, как

МАГАТЭ подтвердит, что Иран соблюдает договоренности; отмена санкций

Совета Безопасности ООН по мере осуществления Ираном действий,

направленных на решение основных проблем (обогащение, транспарентность,

ядерные объекты); сохранение ограничений на передачу Ирану «чувствительных

технологий» и запрета на поставки обычных вооружений и баллистических ракет.

В ответ на это иранская сторона подчеркнула, что план носит предварительный

характер и подлежит дальнейшему уточнению, а также указала на то, что она ожидает

полного снятия санкций сразу после подписания финального соглашения. Такое

расхождение во взглядах на «детали» создает определенные риски для его достижения

в указанный срок и открывает простор для прогнозов относительно его влияния на

нефтяной рынок.

Прогнозируемые последствия для мирового рынка нефти

Мировая цена отреагировала на перспективу возвращения иранской нефти 5%-м

падением, но быстро скорректировалась. Заключение итогового соглашения может

также привести к кратковременному снижению цены и усилить ее волатильность. Если

же обратиться к трендам, то эффект от возвращения иранской нефти на мировой рынок

в краткосрочной перспективе будет во многом зависеть от договоренности по срокам

отмены санкций (обозначенной выше), от возможностей Ирана нарастить объемы

экспортных поставок и от внутренней согласованности действий ОПЕК.

27



По последним заявлениям официальных представителей Ирана, в случае отмены

санкций страна намерена вернуть экспорт нефти на предсанкционный уровень (то есть

до 2,5 млн. барр./день). Ранее Иран говорил о возможности нарастить экспорт на

500 тыс. барр./день сразу после отмены санкций и на 1 млн. барр./день в течение

нескольких месяцев. Многие эксперты с этим согласны, хотя считают, что Ирану

потребуется больше времени — например, от 3 до 6 месяцев для увеличения нефтяного

экспорта на 300-500 тыс. барр./день.

С учетом нацеленности западных стран на поэтапную отмену санкций, «иранский

фактор» на мировом рынке нефти, вероятно, проявится не ранее 2016 года. Агентство

энергетической информации США (АЭИ США) предполагает, что в 2016 году его

вклад в снижение цены нефти марки Brent (прогнозируемой на уровне 75 долл./барр.)

составит 5–15 долл. Многое будет зависеть от сбалансированности мирового рынка

нефти на момент «возвращения» иранской нефти: если избыток предложения на нем

сохранится, «иранский фактор» будет более заметен.

При этом АЭИ США прогнозирует, что на фоне ожиданий роста предложения, цена на

нефть 2015 года может оказаться на 1–3 долл. ниже, чем 59 долл./барр. Дополнительная

неопределенность возникает здесь в связи с накопленными в стране нефтяными

резервами. Они оцениваются в 30 млн. барр., и решение Ирана вывести их на

затоваренный рынок в преддверии увеличения добычи может усилить понижающее

давление на цены в 2015 году.

Существует и более сдержанный взгляд на перспективы иранской нефти. Например, в

МЭА считают, что, прежде чем ее объемы смогут оказывать заметное влияние на

мировой рынок, пройдет не менее 3–5 лет. За это время Иран должен привлечь

необходимые технологии и инвестиции, конкуренция за которые в мире усиливается.

Представляется, что наиболее сложный момент, связанный с возвращением иранской

нефти на мировой рынок, — это переговоры по согласованной позиции ОПЕК. Иран

стремится к возвращению своей доли, но это потребует уступок со стороны стран,

нарастивших добычу. В первую очередь, это потребует уступок от Саудовской Аравии,

с которой у Ирана на текущем этапе отношения крайне напряженные. Пока же картель

наращивает добычу, и некоторые обозреватели связывают это с «иранским фактором».

Снятие санкций с Ирана — очередной тест на прочность для ОПЕК.

28



Ключевые события: Российский контекст

Либерализация доступа независимых нефтяных компаний к шельфу

13 апреля министр энергетики России А.Новак сообщил о проведении работы по

либерализации допуска нефтяных компаний к разработке шельфовых месторождений.

Такая работа, по словам главы Минэнерго России, ведется в первую очередь для

активизации геологоразведки. Критерии допуска 21 апреля огласил министр

природных ресурсов России С.Донской: наличие опыта шельфовых работ и

необходимых финансовых и технических ресурсов. Условиям соответствуют

«ЛУКОЙЛ» и частично «НОВАТЭК». По оценкам экспертов, либерализация не

приведет к существенной активизации деятельности этих компаний на Арктическом

шельфе: «ЛУКОЙЛ» имеет только опыт мелководной добычи, а «НОВАТЭК»

заинтересован в соответствующих проектах лишь в долгосрочной перспективе.

Стимулирование ГРР и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ)

17 апреля премьер-министр России Д.Медведев провел заседание президиума Совета

при Президенте Российской Федерации по модернизации экономики и

инновационному развитию России, на котором обсуждались инновационные

технологии в сфере геологоразведки и добычи полезных ископаемых. По итогам

заседания Д.Медведев дал поручение подготовить законопроект о введении налога на

финансовый результат, отсутствие которого, по мнению представителей нефтяных

компаний, ограничивает применение современных технологий добычи нефти.

Министр природных ресурсов России С.Донской осветил вопросы стимулирования ГРР

и разработки ТРИЗ. В целях активизации их освоения планируется наряду с ВИНК

привлекать небольшие и средние компании за счет упрощения действующих

лицензионных и технических процедур (выдача лицензий на основе заявки интересанта

без проведения торгов, взимания всех видов платежей в заявленных пользователем

недр границах). Единственным обязательством будет ввод месторождения в разработку

по истечении определенного срока (4–5 лет без обязательств по геологоразведке).

Планируется реализация мер экономического стимулирования для привлечения

частных инвесторов в геологоразведку: на согласовании с Минэкономразвития и

Минфином России находится порядок вычета затрат на ГРР из налоговой базы по

налогу на прибыль с применением повышающих коэффициентов (3,5 для Дальнего

Востока и 2,0 для остальной части России, кроме шельфа). Также планируется внедрить

систему стимулирования использования добывающими и сервисными компаниями

российского оборудования, комплектующих и услуг для проведения ГРР (привязка

получения лицензии к обязательствам использования российского оборудования).

http://www.vedomosti.ru/politics/characters/2015/04/13/mi-ne-hoteli-bi-bezhat-v-odnu-storonu-a-potom-rezko-v-druguyu

http://ria.ru/economy/20150421/1059997649.html?rubric=economy

http://government.ru/news/17709/

29



Новости: Российский обзор

Нефть и природный газ

Российские СПГ-проекты

В апреле появились новости об изменениях в планах реализации двух российских

СПГ-проектов: «Балтийский СПГ» и «Дальневосточный СПГ».

7 апреля новостное агентство Reuters сообщило, ссылаясь на неназванные источники, о

возможности переноса сроков (на 3–5 лет — до 2021–2023 годов) строительства завода

по производству СПГ на о. Сахалин («Дальневосточный СПГ») мощностью 10 млн. т

СПГ в год из-за санкций и низких цен на газ. Официальных комментариев со стороны

участников данного проекта («Роснефть» и ExxonMobil) не поступало. Проект

«Дальневосточный СПГ» (наряду с «Ямал СПГ» и «Владивосток СПГ») является

одним из ключевых для увеличения доли России в мировых поставках сжиженного

газа, которая сейчас составляет всего 4,4%. Фактически с этой целью в настоящее

время реализуется поэтапная либерализация экспорта СПГ. Однако текущие

внешнеполитические (санкции) и экономические (цены на газ) условия оказывают

непосредственное влияние на реализацию российских СПГ-проектов. Реализации

проекта мешают и разногласия с «Газпромом» по поводу доступа к Транссахалинской

трубопроводной системе, которого «Роснефть» добивается с 2013 года.

Позднее сразу несколько СМИ («Интерфакс» и «Коммерсант») сообщили о принятии

«Газпромом» итогового решения по строительству СПГ-завода в Ленинградской

области («Балтийский СПГ»). По данным неназванных источников, компания приняла

окончательное инвестиционное решение по строительству двух линий по 5 млн. т СПГ

в год каждая с возможностью строительства третьей линии. Ввод в эксплуатацию обеих

линий намечен на конец 2020 года. Объем инвестиций оценивается в 10 млрд. долл. В

качестве места расположения завода выбрана Усть-Луга, куда будет проложен

газопровод от Волхова протяженностью 360 км и мощностью 25 млрд. куб. м в год.

Основной проблемой данного проекта является отсутствие российских технологий

крупнотоннажного сжижения газа. «Газпром» склоняется к выбору технологии

европейских компаний, предпочтя их аналогам американских и японских конкурентов.

Кроме того, сохраняются проблемы, связанные с санкциями и изменением

конъюнктуры рынка СПГ. К тому же в отличие от проекта «Дальневосточный СПГ»,

который нацелен на растущие рынки АТР (законтрактован весь газ с первой очереди),

проект «Газпрома» нацелен на достаточно консервативный европейский рынок. При

этом часть производимого СПГ (до 2,4 млн. т) будет поставляться на строящийся в

Калининграде терминал по приему СПГ.

http://ru.reuters.com/article/businessNews/idRUKBN0MY0X920150407?pageNumber=2&virtualBrandChannel=0&sp=true

http://www.interfax-russia.ru/NorthWest/news.asp?id=603144&sec=1679

http://www.kommersant.ru/doc/2710541

30



Новости: На пульсе мировых тенденций

Развитие мирового рынка СПГ

Экспорт СПГ из Йемена прекращен

В начале апреля в Йемене прекратил работу единственный завод по производству СПГ.

Из-за обострившегося военного конфликта в стране оператор завода Yemen LNG

объявил о невозможности выполнения договорных обязательств и эвакуировал весь

персонал. Завод находится вблизи города Балхаф на юго-востоке страны. Его

производственная мощность — 6,7 млн. т СПГ в год, что составляет около 2,6%

общемировых объемов торговли СПГ. Основные поставки газа осуществлялись во

Францию и Республику Корея. Акционерами Yemen LNG являются французская Total

(39,6%), правительство Йемена (21,7%), южнокорейские компании SK Corp. и Kogas

(суммарно 15,6%), а также американская Hunt Oil (17,2%). Дополнительное давление

конфликт в Йемене оказывает и на нефтяную отрасль. В начале апреля шиитские

повстанцы-хуситы, против которых арабская коалиция во главе с Саудовской Аравией

проводит военную операцию, установили контроль над портом Адена на юге Йемена,

что создает определенные угрозы для транспортировки нефти из суннитских стран

Персидского залива в Европу и США через Аденский залив и Баб-эль-Мандебский

пролив.

Климатическая политика в мире

Угольщики США ищут спасения в судах

Более десятка угольных компаний обратились в Апелляционный суд США по округу

Колумбия с требованием рассмотреть законность планов Агентства по охране

окружающей среды (EPA) ограничить выбросы углекислого газа, производимые

электростанциями. Планы по сокращению выбросов углерода, производимого

угольными электростанциями, на 30% к 2030 году, которые были озвучены в прошлом

году, являются частью стратегии президента Барака Обамы по снижению

антропогенного воздействия на окружающую среду. Официально эта часть инициативы

пока не закреплена и остается в виде проекта. Сославшись на этот факт, в ходе

слушания, состоявшегося в середине апреля, суд отклонил иск. Угольные компании в

США сейчас и так находятся в довольно сложном положении. За последние 5 лет они

суммарно потеряли 76% своей рыночной стоимости (на фоне роста промышленности в

целом), а за последние 3 года 26 угольных компаний обанкротились. Основная

причина — стремительное развитие газовой отрасли. На фоне этого новые правила

EPA окажутся особо болезненными для угольных компаний в США. Таким образом, в

дальнейшем следует ожидать целую череду судебных тяжб на этой почве.

31



Новости: Мировой обзор

Европа

Shell покупает BG Group за 70 млрд. долл.

Консолидация в нефтяной отрасли продолжается. 7 апреля появилось сообщение о том,

что англо-голландская Royal Dutch Shell покупает BG Group — третьего производителя

газа в Великобритании. Сделка оценивается в 47 млрд. фунтов стерлингов, что делает

ее крупнейшей в нефтегазовой сфере за последние 10 лет. 13,9 млрд. фунтов из них

будут выплачены наличными, а оставшаяся часть — акциями Shell. В результате

сделки акционеры BG получат почти 19% объединенной компании. Любопытно, что

Shell покупает BG с очень большой премией — сумма сделки почти на 50% выше

рыночной стоимости BG, однако многие эксперты считают сделку выгодной для Shell в

перспективе. Приобретение BG позволит Shell нарастить доказанные резервы нефти и

газа на четверть, что исправит ситуацию с падающим коэффициентом восполнения

запасов. Объемы добычи Shell вырастут не менее чем на 20%. Синергетический эффект

от сделки позволит Shell экономить до 2,5 млрд. долл. в год к 2018 году при условии,

что к тому моменту цены на нефть вырастут до 90 долл./барр. Shell достаются проекты

на бразильском шельфе, где компания надеется к 2018 году добывать

550 тыс. барр. н. э./день. Кроме того, за счет проектов BG в Австралии Shell сможет

укрепить свои позиции на рынке СПГ и довести к 2018 году свой объем производства

до 45 млн. т с нынешних 26 млн. т (около 10% от мирового объема рынка СПГ).

Америка

Schlumberger оштрафована за нарушение санкций

В конце марта крупнейшая нефтесервисная компания в мире Schlumberger признала

свою вину в нарушении санкций США против Ирана и Судана. Базирующееся в Техасе

дочернее предприятие компании, используя различные схемы, незаконно участвовало в

поставках бурового оборудования в указанные страны в период с 2004 по 2010 год.

Минюст США обязал компанию выплатить 232,7 млн. долл. Штраф за прекращение

уголовного преследования составляет 155,1 млн. долл., что является своеобразным

рекордом за нарушение американских санкций. В 2014 году за нарушение режима

санкций в отношении Ирана, Судана и Кубы Минюст США обязал банк BNP Paribas

выплатить почти 9 млрд. долл., из которых сам штраф составлял 140 млн. долл. Другая

часть суммы в обоих случаях является возмещением незаконно полученной прибыли.

Также Schlumberger будет проходить трехлетний испытательный срок, в ходе которого

она прекратит все операции в Иране и Сирии и наймет независимых консультантов,

которые должны усилить внутренний контроль над соблюдением режима санкций.

Documents

Регулирование естественных монополий в ... · 2015-05-06 · Это на 1,1 млн. барр./день больше фактического показателя