CC BY
130
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ
Ю. В. Синяк, А. С. Некрасов
ЭКСПОРТНАЯ ПОЛИТИКА РОССИИ НА МИРОВЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЫНКАХ1
В статье рассмотрена ситуация на мировых рынках нефти и природного газа, прежде всего европейском и азиатско-тихоокеанском, прилегающих к России, так как они представляют наибольший интерес для российских экспортеров. В среднесрочной перспективе ожидается, что экспорт жидкого топлива можно будет сохранить на практически неизменном уровне, если производители нефти сумеют сократить внутренние издержки, а налоговая нагрузка на нефтяную промышленность будет ослаблена. Российский природный газ имеет хорошие перспективы для дальнейшего развития экспорта. Но на этом рынке будет наблюдаться острая конкурентная борьба, что потребует принятия ответственных мер государственного регулирования. При ожидаемых низких ценах в среднесрочной перспективе экспорт нефти и газа будут иметь низкую рентабельность, что явится сдерживающим фактором для инвесторов. Авторы намечают основные стратегические направления экспортной политики на ближайшие годы.
Значение экспорта энергоресурсов для экономики России. Экспорт энергетических ресурсов традиционно является одним из основных валютных источников России (рис.1). В значительной мере с ними связаны возможности поддержки отечественной экономики, нуждающейся в крупномасштабных финансовых поступлениях. Можно обоснованно полагать, что стратегия внешней торговли большими объемами энергетических ресурсов сохранится на длительный период как приоритетная задача российской экономической политики.
Рис. 1. Экспорт энергетических ресурсов России в 1990-1997 гг. [1, с. 405]:
□ экспорт ТЭР; И в том числе в страны СНГ;
Шдоля в производстве ТЭР; Ш,доля ТЭР в стоимости экспорта
1 Статья подготовлена при поддержке Российского гуманитарного научного фонда (проекты № 98-0202201 и № 99-02-00280а). Она является скорректированным вариантом доклада на World Energy Council Regional Forum «Central and East European Energy Policies, Markets and Technologies for the 21st Century», Vilnius, Lithuania, 16-18 September 1999.
В 1997 г. экспорт энергоресурсов составил около 35% от производства энергетических ресурсов в стране2. На экспорт были направлены примерно 42% добываемой в стране нефти, 33% газа, около 10% угля и 2,5% электроэнергии. В 1997 г. валютная выручка от экспорта энергоресурсов составила около 40,3 млрд. долл., в том числе более 31,3 млрд. долл. было получено на рынках стран дальнего зарубежья и Балтии. Это обеспечило свыше 45% поступлений от экспорта. Следующая по значимости статья российского экспорта - торговля черными и цветными металлами - в 1996 г. дала всего 14,2 млрд. долл., или 16,3%. Импорт энергоресурсов весьма ограничен и связан с локальными интересами отдельных регионов. По стоимости он не превысил 2 млрд. долл. [2].
Несмотря на непопулярность, ресурсную ориентацию российского экспорта заменить пока нечем. Скорее всего, такое положение сохранится до тех пор, пока Россия не выйдет из стадии экономических реформ, не восстановит свой потенциал и не начнет развивать экспорт наукоемкой продукции.
Реформируемая экономика России в 90-х годах провозглашена открытой. Это сделало ее связанной с положением на мировых энергетических рынках, прежде всего нефти и природного газа. Масштабы потребления энергии в мире, динамика спроса и предложения на основных сегментах мирового рынка энергоресурсов, текущие и долгосрочные тенденции ценовой и инвестиционной политики в энергообеспечении уже стали значимыми компонентами, учитываемыми при определении внутренней экономической политики страны.
События последнего времени в мировой экономике привели к резкому падению цен на сырую нефть. Это оказало ощутимое влияние на финансовое положение России, повысило политические и экономические риски. Концентрация добычи нефти и газа в ограниченном числе удаленных районов при протяженных транспортных системах их доставки до основных центров потребления внутри страны и на экспорт значительно увеличила зависимость безопасности российской экономики от технического и организационно-хозяйственного состояния нефтегазового комплекса.
Экономические трудности привели к свертыванию российского влияния на ее традиционных энергетических рынках. Геоэкономические позиции России, которые до недавнего времени считались достаточно прочными в Закавказье и Средней Азии, подвергаются устойчивому давлению в связи с событиями вокруг каспийской нефти и планам сооружения новых транспортных коридоров для нефти и газа. В то же время новым стратегическим направлением массового экспорта российских энергоресурсов становятся в перспективе страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Все это делает необходимым иметь долгосрочную экспортную стратегию страны, направленную на поддержание высокой доходности экспорта энергоресурсов при безусловном решении задач обеспечения внутренних потребностей национальной экономики топливом и энергией.
Неустойчивость спроса и предложения, острая конкуренция стран-экспортеров, динамичность цен на мировых рынках энергоресурсов постоянно формируют новые экономические ситуации и геополитические расстановки. Они должны систематически отслеживаться и оцениваться Россией в рамках стратегии ее поведения на мировых энергетических рынках.
Факторы, влияющие на стратегию России по экспорту энергоресурсов3. Ожидается, что мировое потребление первичной энергии в первой половине XXI в. будет
2 Учет потребления энергоресурсов самим энергетическим сектором для обеспечения экспорта увеличивает эту величину до 44-45%.
3 Некоторые аспекты этой работы опубликованы в [3] и более подробно — в [4].
возрастать с темпом существенно ниже, чем темп экономического развития. К 2020 г. мировое потребление энергии может достигнуть 10-17 млрд. т нефтяного эквивалента (н.э.), а к 2050 г. увеличится до 12,5-26,0 млрд. т н.э. по сравнению с 8,7 в 1990 г. При этом быстрее будет расти потребление энергии в развивающихся странах. Если на долю развитых стран в 1990 г. приходилось около 42% мирового потребления энергии, то ожидается, что к 2020 г. оно снизится до 35-40%, а в 2050 г. составит 2127%. В первую очередь это связано с энергосбережением и техническим прогрессом в энергоиспользовании, а также с переводом энерго- и экологоемких производств из развитых в развивающиеся страны.
Быстрое перемещение центра тяжести энергетических проблем из развитых в развивающиеся страны может привести к заметной перестановке сил на политической арене мира. Но развивающиеся страны пока недостаточно подготовлены к новой для них ситуации. Они слабо обеспечены видами энергии, произведенными на собственной территории; у них существует большая дифференциация в разведанности запасов природных энергоресурсов, отсутствует собственное производство эффективного энергетического оборудования, крайне мало национальное научное и инженерное обеспечение и т.п.
Существует большое разнообразие оценок перспективной структуры спроса на энергию. Наиболее умеренные (консервативные, не обязательно достоверные или оптимальные) прогнозы предполагают, что до 2020-2030 гг. около 50% мирового энергопотребления будет обеспечиваться жидким и газообразным топливом.
Добыча нефти в мире приближается к 3,5 млрд. т в год. Более 40% мировой добычи приходится на ОПЕК (в том числе 29,2% на страны Ближнего Востока); около 25% нефти добывается в развитых странах (без стран бывшего СССР), в том числе США 11,4%, в Европе 9,8%. Быстро растет добыча в Южной и Центральной Америке (9,3%) и Китае (4,7%).
Доля России в мировой добыче в последнее десятилетие сократилась более чем в 2 раза, до 9% (1996 г.). Международные эксперты считают, что пик добычи нефти в России был пройден в конце 80-х годов. Поэтому рост добычи нефти в стране может быть лишь весьма умеренным: к 2015 г. он в лучшем случае достигнет уровня начала 90-х годов. По оптимистическим оценкам возможный прирост добычи нефти в России к этому времени составит 75 - 125 млн. т. Ожидается, что в странах СНГ основной прирост нефтедобычи будет происходить в Казахстане, Азербайджане и Туркменистане.
Мировая добыча природного газа достигла в 1996 г. свыше 2,2 трлн. м3. Можно ожидать, что спрос на природный газ в мире сохранится стабильно высоким в течение длительного времени. Россия продолжает сохранять свое лидирующее положение, хотя ее доля сократилась с 30% в 1990 г. до 25% в 1996 г. Второе место занимает США с примерно 25% мировой добычи. В остальных регионах мира добыча газа заметно уступает этим двум гигантам. На долю Европы приходится всего около 13%, хотя в последние годы здесь наблюдаются значительные приросты добычи газа. Однако можно ожидать, что уже в начале XXI в. собственная добыча газа в Европе начнет сокращаться. Страны Ближнего Востока, располагающие большими запасами природного газа, будут медленно наращивать его добычу. Из-за удаленности от основных центров потребления значительное увеличение добычи газа здесь возможно лишь при возникновении трудностей у России в обеспечении им Европы и, в будущем, стран АТР.
Геополитические проблемы развития мировой энергетики стали предметом внимания около четверти века назад. Энергетический кризис 1972-1973 гг. дал импульс ряду исследований перспектив развития мирового энергохозяйства и энерге-
тических технологий. На первом этапе центральными были вопросы долгосрочной обеспеченности мирового хозяйства доступными и дешевыми энергоресурсами. Довольно быстро было доказано, что теоретически человечество располагает практически неисчерпаемыми запасами энергоресурсов, а первоочередное значение имеют затраты на их освоение и доставку к потребителю. В последнее десятилетие к стоимостным факторам добавились приоритеты, связанные с сохранением окружающей среды и здоровья людей. Они заставили по-новому оценить потребности в энергии и обеспеченность их отдельными видами энергоресурсов. Современные прогнозы утверждают, что в ближайшие десятилетия универсальным энергоресурсом останется жидкое топливо, а наиболее привлекательным по выявленным запасам и экологическим требованиям - природный газ. Поэтому их перспективы являются приоритетными направлениями всех без исключения исследований по мировой энергетике.
Оценка мировых запасов природной нефти принципиальна для развития мирового энергетического хозяйства, поскольку определяет возможности добычи, емкость рынков и цену нефти. Она характеризуются данными, представленными в табл. 1.
Таблица 1
Оценки мировых запасов сырой нефти, млрд. т [5]
Категория ресурсов Минимальные Средние Максимальные
Традиционная нефть 215 248 305
В том числе:
накопленная добыча 100 110 115
запасы:
разведанные 95 110 135
неоткрытые 20 28 55
Газовый конденсат 20 27 68
Нетрадиционная нефть 41 95 163
Остаточные запасы нефти и
газового конденсата 176 260 421
* Включает нефть, добыча которой невозможна при современной технологии. К ним относятся также вязкие нефти (бассейн р. Ориноко в Венесуэле) и нефтяные пески (бассейн р. Атабаска в Канаде).
За последние десять лет запасы нефти выросли на 70% и существенно обогнали рост ее потребления, которое увеличилось всего на 15%. Более чем в 2 раза выросли запасы в странах Ближнего Востока и более чем в 3 - в Южной и Центральной Америке. Одновременно сократились запасы нефти в странах СНГ и Европы. В настоящее время почти 2/3 мировых разведанных запасов нефти приходится на Ближней Восток (91,6 млрд. т). Остальные распределены равномерно между регионами мира кроме Европы. На ее долю приходится всего 2% мировых запасов нефти. Обеспеченность разведанными запасами как отношение разведанной величины запасов к годовому объему добычи в целом по миру составляет около 42 лет.
На основе этих оценок в последнее время сделаны пессимистические прогнозы, согласно которым добыча традиционной нефти достигнет своего пика уже через 10-15 лет, затем начнет снижаться и к 2025 г. сократиться наполовину4. Для компенсации такого падения потребуется переход к использованию нетрадиционных нефтей и заменителей нефти и нефтепродуктов, получаемых из природного газа и
4 Это утверждение в первую очередь справедливо для дешевой нефти, запасы которой действительно истощаются.
угля. Это приведет к росту мировых цен на нефть в будущем; к нему следует готовиться заранее.
Основной недостаток таких квазиалармистских прогнозов состоит в недооценке роли новых технологий, способных существенно повысить коэффициент извлечения нефти, сократить затраты на ее разведку и добычу или переработку нетрадиционных нефтей. Новые технологии позволят сдемпфировать темпы исчерпания запасов дешевой нефти, которая явилась рычагом экономического развития мира в течение всего ХХ в. В ближайшие десятилетия вряд ли следует ожидать резкого сокращения добычи нефти, но оно возможно в середине XXI в. В то же время состояние мирового рынка нефти будет зависеть от политических рисков в регионах с основными запасами нефти и геополитических стратегий ведущих стран мира.
Согласно большинству прогнозов добыча нефти в мире будет возрастать в течение нескольких десятилетий, особенно в странах ОПЕК. Ожидается, что доля стран Персидского залива увеличится с 26,4% (1995 г.) до 37-46% (2015 г.) [6]. Это связано как с объемами разведанных здесь запасов нефти, так и низкими затратами на ее разведку и добычу. По ряду американских данных, разведка в странах ОПЕК обходится менее 4 долл/барр., тогда как в США она составляет более 4,5 долл/барр., в Западной Европе - свыше 5 долл., в Канаде превышает 6 долл. [7]. В России эти затраты еще выше, учитывая условия в основных перспективных районах нефтедобычи.
Большой прогресс достигнут в технологии добычи нефти. В результате в 19931998 гг. удельные капиталовложения в добычу нефти на шельфе Северного моря сократились на 70% , а эксплуатационные затраты снизились вдвое [8, p. 56-61]. Компания British-Bomeo Petroleum Syndicate PLC в 1998 г. планировала начать добычу на глубоководной платформе стоимостью 85 млн. долл. при годовой добыче около 1,75 млн. т нефти, или всего 48,6 долл/т. Для сравнения: компания Shell еще в 1994 г. затратила на аналогичную платформу в Мексиканском заливе 1,2 млрд. долл. для добычи 2,3 млн. т в год., т. е. более 520 долл/т, или почти в 11 раз дороже. Большинство нефтедобывающих компаний считает, что новые проекты окупаются при цене нефти до 15 долл/барр. По оценкам норвежской компании Norsk Hydro, пороговой ценой рентабельности на шельфе Северного моря являются 12 долл/барр. Снижается и размер запасов, при которых становится рентабельной разработка малых месторождений. Если еще недавно было нецелесообразно добывать нефть при запасах менее 11 млн. т, то последние достижения в сооружении платформ снизили эту границу до 4 млн. т, или почти в 3 раза. В ближайшие годы ожидается рост коэффициента извлечения нефти, который сегодня в среднем по миру составляет около 35%. Метод компания Amoco Corp. позволяет увеличить его до 70%.
Спрос на сырую нефть формируется на трех крупных рынках. Около 30% мировой добычи нефти поступает в Северную Америку (986,3 млн. т в 1996 г.). Второй рынок образуют страны АТР (26,8%), в том числе Япония (8,1%), Китай (5,2%) и Южная Корея (3,1%). Третий находится в Европе, где потребляется свыше 22% мировой добычи нефти. На мировом рынке обращается около 57% всей добычи сырой нефти, создавая огромные межрегиональные потоки. Ожидается, что к 20102020 гг. мировая торговля нефтью возрастет еще на 75-80% по сравнению с 1995 г. При этом прирост импорта нефти развитыми странами к 2015 г. увеличится на 425 млн. т, или на 35%; развивающимися странами - на 875 млн. т, т. е. в 2,8 раза. Согласно прогнозам, основной прирост спроса будет обеспечиваться странами ОПЕК (93%), прежде всего из региона Персидского залива. В результате доля ОПЕК в мировой торговле нефтью возрастет с 69 до 79% к концу периода. По оценкам международных экспертов, страны СНГ могут увеличить экспорт нефти в 1,6 раза: с 130 млн. т в 1995 г. до 210 млн. т в 2015 г.
Увеличение роли стран ОПЕК, особенно Саудовской Аравии, вызывает большие опасения у аналитиков мирового рынка нефти и ряда политиков. В этом они видят возможность возникновения нового глобального нефтяного кризиса, подобного кризису 1973 г. По имеющимся теоретическим оценкам, когда доля любого картеля в мировом производстве достигает более 40%, у участников картеля возникают соблазны нарушить равновесие за счет повышения цен. Сейчас доля ОПЕК вновь приближается к этому «критическому» уровню. Поэтому положение на мировом рынке нефти остается напряженным и плохо прогнозируемым. Многое здесь зависит от политической ориентации Саудовской Аравии и стабильности правящего режима в этой стране.
Мировые разведанные запасы природного газа достигли к концу 1996 г.
141 трлн. м3. Они увеличились более чем в 2 раза по сравнению с 1976 г. Из них 10% приходится на развитые страны, 40% - на страны бывшего СССР (на Россию -34,4%), а остальные 50% - на развивающиеся страны. Около трети мировых запасов находится в странах Ближнего Востока (Иран, Катар, ОАЭ). «Традиционные» запасы газа приблизились к запасам традиционной нефти (90% в 1996 г. по сравнению с 70% в 1976 г.).
В настоящее время около 20% мировой потребности в природном газе удовлетворяются за счет импорта. При этом доля импорта в США составляет около 13%, в странах Европы - 60%, Японии - практически все 100%. Более 75% импортируемого газа поступает по газопроводам; остальной - в сжиженном виде. В последние десятилетия рынки природного газа были наиболее интенсивно развивающимися. Это связано прежде всего с экологическими требованиями, жестко предъявляемыми сегодня к энергоресурсам, и значительной ресурсной базой. Технологические успехи обусловили заметное снижение затрат на разведку и разработку газовых месторождений. В ближайшие десятилетия будут доминировать три основных развивающихся региональных рынка природного газа - США, Европа и часть АТР (Япония, Южная Корея и Китай). Европа и Япония, не имеющие больших запасов газа, тем не менее быстро наращивают его потребление. Среднегодовые темпы роста потребления газа в этих регионах в 90-е годы составили 4,2-4,3%. Для России, ведущего экспортера природного газа, первостепенное значение в ближайшие годы и перспективе будут иметь два рынка - европейский и тихоокеанский.
Нефть и нефтепродукты. Россия - крупнейший производитель и экспортер нефти в СНГ. Из 156 млн. т, экспортированных в 1996 г. из СНГ, на российскую нефть приходится 126 млн. т, или около 84%. Россия также экспортирует свыше 1/3 своих нефтепродуктов. В 1997 г. экспорт составил около 127 млн. т сырой нефти и свыше 60 млн. т нефтепродуктов, или более 60% от объема их добычи в стране.
Экспортный поток российских нефти и нефтепродуктов к настоящему времени принципиально поменял свое направление. В 1997 г. почти 90% экспорта жидкого топлива приходилось на страны дальнего зарубежья по сравнению с 1993 г., когда более 50% российской нефти и почти 18% нефтепродуктов поступили в страны СНГ. Ежегодно не менее 40% поставок нефти в дальнее зарубежье идет по нефтепроводу «Дружба»; остальная часть экспортируется через морские терминалы Черного (Новороссийск, Туапсе, Одесса, Украина) и Балтийского (Вентспилс, Латвия) морей, а нефтепродукты - через Клайпеду (Литва). На остальные порты проходится малая часть нефтяных грузов. Создаются новые российские терминалы на Балтийском море. Это позволит уменьшить зависимости отечественных экспортеров от услуг портов сопредельных стран и снизить затраты на перевалку. Российские черноморские терминалы перегружены и требуют расширения пропускной способности.
Можно ожидать, что в ближайшие 5-10 лет экспорт нефти и нефтепродуктов из России сохранится на современном уровне, но сократится доля нефтепродуктов. Это будет связано с тем, что, во-первых, возрастет внутренний спрос на нефтепродукты (прежде всего, на дизельное топливо) при подъеме отечественной экономики; во-вторых, намечаемое развитие углубляющих процессов на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) приведет к уменьшению выхода мазута и сокращению его экспорта. Доля вывозимых нефти и нефтепродуктов через отечественные порты в ближайшие десять лет существенно возрастет. В 1999-2000 гг. ожидается начало экспорта российской нефти с сахалинского шельфа с развитием до 15-20 млн. т к 2005-2010 гг.
Расширение вывоза нефти через Россию в западном направлении связано также с выходом на мировой рынок двух новых крупных экспортеров - Казахстана и Азербайджана. Рост добычи нефти на месторождении Тенгиз (Казахстан) предполагается довести до 30 млн. т к 2010 г. и далее до 60-65 млн. т. Для вывоза этой, а также российской нефти усилиями Каспийского нефтяного консорциума сооружается каспийский нефтепровод от Тенгиза до Новороссийска протяженностью 1200 км. Возможности российских портов на Черном море будут расширены до 75 млн. т в год. Далее нефть в танкерах должна направляться на экспорт через проливы Босфор и Дарданеллы. Первые отгрузки намечены на 2000 гг.
Другой крупный проект связан с экспортом азербайджанской нефти также через Новороссийск. Можно ожидать, что по этому нефтепроводу пойдет лишь часть азербайджанской нефти, а остальная, возможно, будет экспортироваться по нефтепроводам в грузинский порт Супса, или через Турцию в средиземноморский порт Джейхан. Однако последний вариант зависит от сильной международной поддержки, в первую очередь нефтяных компаний США, из-за высокой стоимости проекта (3,5 млрд. долл.).
Ожидаемое быстрое нарастание потоков нефти через Босфор и Дарданеллы за счет ее экспорта из региона Каспийского моря вызывает большую озабоченность Турции. В этой связи рассматриваются варианты вывоза каспийской нефти, минуя проливы, в том числе по трубопроводу через территорию Болгарии, Греции или Турции в регион Средиземного моря. В варианте экспорта нефти через Джейхан нефтяные потоки будут идти в обход проливов. На этом настаивает турецкая сторона, которая утверждает, что пропускная способность проливов уже исчерпана. Существуют опасения, активно поддерживаемые Турцией, что реализация проектов транспортировки нефти в танкерах по Черному морю приведет к экологическому коллапсу в этом регионе и повлияет на состояние рыболовства и туризма. По некоторым оценкам, только прямые затраты по очистке поверхности моря могут составить несколько сотен миллионов долларов, не считая значительно больших затрат на судебные издержки и экспертизы, которые обязательно возникнут в случае аварии танкеров в водах Черного моря. Обоснование трасс всех этих нефтепроводов сопровождается большой политической игрой. Немаловажное значение в ней имеет стремление определенных сил ограничить влияние России в Черноморье и Закавказье. Поэтому действия России в этих регионах должны быть направлены на то, чтобы не заморозить проекты по расширению пропускной способности черноморских терминалов.
Существуют и другие проекты развития российского экспорта нефти. Предлагается использовать недогруженные мощности конечных участков нефтепровода «Дружба» на территории Польши, Венгрии и Германии. В частности, рассматриваются возможности расширения отводов от нефтепровода в Польше от г. Плоцка
до г. Гданьска на Балтийском море и в Хорватии от г. Загреб в адриатический порт Риека (Омисали).
Менее определены во времени проекты экспорта нефти, добываемой в Республике Коми. Здесь рассматриваются два направления вывоза нефти: на нефтяной терминал, сооружаемый под Санкт-Петербургом, и через «северные ворота» в Мурманск.
По оценкам международных экспертов, вывоз сырой нефти по российским нефтетранспортным системам может быть увеличен на 190-200 млн. т в год [10]. Очевидно, что реализация этих проектов будет прямо зависеть от возможностей роста российского экспорта нефти, а также договоренностей с Казахстаном и Азербайджаном о перекачке их нефтей по нефтетранспортной системе России.
Природный газ. Для России наибольший интерес представляют три крупных рынка природного газа: страны СНГ, Европа и АТР. Экспорт российского газа в отличие от нефти в последние годы медленно растет, несмотря на некоторые заминки с его добычей. В 1997 г. доля экспорта в добыче газа составила 35,2%. Меняется и направление его экспортных потоков. В страны дальнего зарубежья поступление газа возросло с 51% в 1992 г. до 60,2% в 1997 г., а в страны СНГ соответственно сократилось. Российский газ идет пока только в Европу по сети газопроводов «Братство», «Прогресс», «Северное сияние» и «Союз», которые проходят по территории Украины. Газопровод небольшой пропускной способности проложен через Выборг в Финляндию. Идет сооружение морского экспортного терминала сжиженного газа производительностью 300-400 тыс. т/год в Краснодарском крае.
После распада СССР его газоснабжающая система четко разделилась на две зоны: одна включает Россию и европейскую часть СНГ, а также Закавказье; другая -страны Средней Азии и Казахстан. Первая зона ориентирована преимущественно на российский газ и будет обеспечиваться им в перспективе, если не произойдут существенные изменения в экономической политике отдельных стран этого региона. В табл. 2 показаны прогнозные оценки экспорта газа на основе анализа взаимоотношений, сложившихся сегодня со странами европейской части СНГ и Балтии. Можно ожидать, что в перспективе у ряда этих стран будут развиваться интеграционные отношения с Россией. Это будет способствовать росту потоков газа, возможно на льготных условиях.
Вторая зона формируется под воздействием поставок газа из Туркменистана, Узбекистана и, возможно, Казахстана (Карачаганакское месторождение). Суммарно эти страны имеют достаточно ресурсов для обеспечения своего региона газом и его экспорта. Поступление сюда российского газа будет определяться как общеэкономической обстановкой, так и возможностями стран по оплате импорта. Однако в целом перспективы поставок газа из России в страны СНГ можно оценить как весьма скромные.
Таблица 2
Перспективы экспорта российского природного газа в страны европейской части
СНГ и Балтии, млрд. м3
Страна 1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
Украина 52,9 54,0-55,0 55,0-58,0 58,0-60,0
Беларусь 12,9 16,0-18,0 20,0-23,0 25,0-28,0
Молдова 3,0 3,0-3,5 4,0-4,5 4,2-4,5
Литва 2,5 2,8-3,0 3,5-4,0 3,8-4,0
Латвия 1,2 1,5 2,0-2,5 2,5-3,0
Эстония 0,7 1,0 1,5 1,5
Итого (округленно) 73,2 78,0-82,0 86,0-94,0 95,0-101,0
Существующие мощности газотранспортной системы для снабжения стран СНГ российским природным газом достаточны на всю рассматриваемую перспективу. Стратегия России будет состоять в сохранении своего лидирующего положения. Существенным является стремление на этот рынок Туркменистана, который ведет активную политику по организации экспорта своего газа на Украину. Сделать это вне российской газопроводной системы практически невозможно. Можно надеяться, что Россия сохранит здесь лидирующее положение.
Принципиальное значение для российской экономики имеет экспорт газа в страны Западной Европы. В табл. 3 даны прогнозы чистого импорта газа в этот регион, выполненные на основе работ Международного энергетического агентства (МЭА) [11], с корректировками и дополнениями авторов.
Таблица 3
Ожидаемый чистый импорт природного газа в Западной Европе, млрд. м3
Страна 1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
Австрия 6,0 7,5-7,8 9,0-9,6 10,0-11,5
Бельгия 11,5 13,0-13,3 13,3-13,8 14,0-15,8
Великобритания 0,7 (-4,5)-(-4,9) (-8)-(-10) (-8)-(-10)
Дания -1,7 (-2,8)-(-3,0) (-1,5)-(-1,9) 1,0-1,4
Германия 58,8 62,5-63,8 65,0-68,4 69,0-72,2
Греция - 2,0-2,1 2,5-2,7 2,7-2,9
Ирландия - 2,5-2,8 3,5-4,3 4,5-4,7
Испания 8,3 14,0-14,7 17,0-20,0 23,0-27,8
Италия 31,7 45,0-47,8 52,0-55,5 58,0-66,7
Люксембург 0,7 1,0 1,1 1,1
Нидерланды -29,3 (-25,0)-(-26,3) (-22,0)-(-24,8) (-20,0)-(-23,2)
Норвегия -27,5 (-36,0)-(-38,3) (-33,0)-(-38,9) (-30,0)-(-33,3)
Португалия - 1,6-1,9 2,5-2,6 2,6-2,9
Турция 6,3 18,0-20,0 22,0-26,0 28,0-30,7
Финляндия 3,2 5,5-5,8 5,8-6,3 6,0-6,9
Франция 30,5 32,0-34,1 35,0-37,4 37,0-40,8
Швейцария 2,4 2,4-2,3 2,5-2,6 2,5-2,6
Швеция 0,8 1,0 1,2 2,5-2,8
Итого (округленно) 102,4 140,0-145,0 165,0-175,0 205,0-225,0
*Рассчитано по [11].
Можно ожидать, что внутриевропейский экспорт из Великобритании, Дании, Нидерландов и Норвегии будет возрастать лишь до 2005 г.; затем начнется его медленное сокращение. При этом постоянный рост спроса на природный газ в Западной Европе потребует увеличения более чем в 2 раза его чистого импорта к 2010 г. по сравнению с 1995 г. В то же время нельзя исключать и заведомого завышения этих оценок потенциальными импортерами газа для создания устойчивого превышения предложения над спросом. Тем самым достигается сразу несколько целей: создаются резервы газоснабжения и обостряется конкуренция среди экспортеров. Следовательно, появляется возможность усиления давления на цены, повышается безопасность региона за счет диверсификации источников поставок газа. Возможно, реальная потребность в импорте газа будет на 20-25% ниже.
Существенный рост спроса на природный газ можно ожидать в связи с изменением отношения развитых стран к его сжиганию на электростанциях. Недавно были сняты ограничения по использованию газа в электроэнергетике под влиянием активизации мер по сокращению выбросов углерода в атмосферу. Ожидается, что по-
требление природного газа на электростанциях Западной Европы утроится к 2015 г., а его доля в их топливоснабжении возрастет до 25% по сравнению с 10% в 1995 г.
К числу крупнейших импортеров природного газа - Германии, Италии и Франции к 2010 г. присоединятся Турция и Испания. Вполне возможно, что годовой прирост импорта в этом регионе за каждое пятилетие составит не менее 3040 млрд. м3. В странах Центральной и Восточной Европы, очевидно, потребность в чистом импорте природного газа возрастет к 2010 г. примерно в 2 раза по сравнению с 1995 г. (табл. 4). Уже в 1995 г. импорт газа в этот регион превысил уровень 1990 г. Существующие пропускные способности газопроводов, поставляющих газ, здесь близки к исчерпанию или уже исчерпаны. Потребуется сооружение новых транспортных линий с темпом: один газопровод производительностью 15-20 млрд. м3 примерно каждые пять лет.
Таблица 4
Ожидаемый чистый импорт природного газа в странах Центральной и Восточной Европы, млрд. м3
Страна 1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
Болгария 5,0 5,8-6,1 7,0-8,0 9,0-10,0
Венгрия 6,3 8,0-8,3 9,0-10,0 11,0-12,0
Польша 11,0 15,0-16,7 18,0-22,0 25,0-28,0
Румыния 8,0 10,5-11,1 12,0-13,0 15,0-17,0
Словакия 5,3 6,5-6,7 7,0-8,0 9,0-10,0
Чехия 7,3 9,0-10,0 11,0-13,0 15,0-17,0
Итого (округленно) 42,9 55,0-59,0 64,0-74,0 84,0-94,0
Можно ожидать, что на долю России в рассматриваемом приросте чистого импорта придется только его часть. Страны региона проводят активную политику диверсификации своих источников газоснабжения, тогда как до последних лет они ориентировались только на российский газ. Идет интенсивное подключение газоснабжающих систем Венгрии, Чехии и Польши к западноевропейской системе для импорта газа из Норвегии и Нидерландов.
Таким образом, европейский рынок природного газа в период до 2010 г. будет весьма динамичным. В то же время перспективы России на нем следует оценивать как умеренные из-за большой конкуренции со стороны Алжира, Нигерии, Ливии, а с недавних пор - стран Ближнего Востока и Средней Азии. В этой связи можно ожидать следующих объемов экспорта природного газа в Европу до 2010 г. (табл. 5). В течение всего периода состояние европейского рынка будет существенно зависеть от политики потребителей, которые могут и будут диктовать свои условия по ценам и квотам поставок газа от разных импортных источников. Для всех экспортеров стоит задача закрепления своих позиций в жесткой конкурентной игре.
На российский газ в 1996 г. приходилось около 3/4 всего экспорта природного газа в Европу. По мнению многих европейских политиков, эта доля слишком велика. Она вызывает определенное беспокойство у ряда европейских стран. В то же время наращивание поставок газа в европейский регион за счет других возможностей хотя и будет, но в целом они ограничены или дороги. Это относится к варианту прокладки газопровода в Турцию из Туркменистана и Ирана, новым газопроводам через Средиземное море из Алжира в Испанию и Португалию и из Ливии на Сицилию. Заметно увеличатся мощности по экспорту в Европу сжиженного природного газа (СПГ). Все эти проекты будут способствовать диверсификации поста-
вок газа и сдерживанию наращивания экспорта российского газа в Европу. Однако Россия сможет сохранить свою доминирующую роль в европейском газовом экспорте. Но следует ожидать, что российский газ на европейском рынке всегда будет рассматриваться как замыкающий. Поэтому условия соглашений на его поставку будут предельно трудными. Можно полагать, что совокупность негативных для российского экспорта факторов приведет к некоторому снижению его доли на европейском рынке. Тем не менее до 2010 г. около 2/3 экспорта природного газа в Европу будут обеспечиваться Россией.
Таблица 5
Возможный вариант сбалансированного обеспечения потребностей Западной, Центральной и Восточной Европы в природном газе до 2010 г.
3
за счет экспортных поставок, млрд. м
1996 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
Потребность в чистом импорте 167 195-204 229-249 289-319
Газопроводы 146 172-181 202-222 257-287
Из России, всего 123,9 145-151 159-175 197-222
Существующие Новые: 123,9 132 132 132
Ямал - Европа - 6-9 10-22 30-50
на Грецию и на Балканы - 2 5 10
на Турцию - 5-8 12-16 25-30
Из Алжира, всего 20 27 35 40
Существующие - 20 20 20
Новые 7 15 20
Из Туркменистана и Ирана в Турцию - 0-3 3-7 10-15
Из Ливии в Италию - - 5 10
Прочие 2,1 - - -
Сжиженный газ, всего 21 23 27 32
Существующие контракты 21 21 21 21
Новые контракты - 2 6 11
В рассматриваемой перспективе, очевидно, полностью реализуются возможности экспорта по системе газопроводов Ямал - Европа (65-68 млрд. м3 в год). К 2005 г. начнутся поставки газа в Турцию по трансчерноморскому газопроводу5 и в умеренных объемах - по новому газопроводу на Балканы, в Болгарию, Грецию и Турцию. В результате будет создано кольцо газопроводов вокруг Черного моря. Это позволит России прочно закрепиться на рынке Турции и других черноморских стран. Туркменистану и Ирану потребуются значительные усилия, чтобы добиться выхода на рынок Европы6
После 2010 г. появятся новые возможности по наращиванию экспорта российского газа в Европу. Они будут связаны с ожидаемым сокращением собственной добычи газа в этом регионе, а также достижением Алжиром предельного объема экспорта газа по ресурсной обеспеченности и из-за роста его собственного потреб-
5 Начато строительство газопровода «Голубой поток» через Черное море, рассчитанного на поставку в Турцию около 16-20 млрд. м3 ежегодно. Основная цель этого проекта — обеспечить прямую связь с конечными потребителями, минуя страны-посредники (Украину, Румынию, Болгарию), и тем самым сократить затраты на транспорт газа.
6 Для Туркменистана, Ирана и, возможно, Казахстана, по-видимому, перспективными направлениями потоков природного газа будут южное и восточное — на быстроразвивающиеся рынки Пакистана, Индии, западной и южной частей Китая.
ления. Основными конкурентами России останутся Туркменистан и страны Ближнего Востока.
В ведущих странах АТР, по прогнозам, рост импорта оценивается как двукратный к 2010 г. (табл. 6). Основной прирост импортного потенциала ожидается за счет Китая и Южной Кореи; Япония может увеличить свой спрос на 20%. В целом прирост спроса на газ в этом регионе эквивалентен трем новым газопроводам производительностью 20-25 млрд. м3 в год. При этом следует учитывать, что в настоящее время все поставки газа в регион обеспечиваются сжиженным природным газом. Его доля сохранится существенной и в будущем.
Таблица 6
Ожидаемый чистый импорт природного газа в странах АТР, млрд. м3
Страна 1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
Япония* 61,2 65,0-67,1 67,0-70,0 69,0-73,0
Китай** 0,1 9,0-20,0 17,0-25,0 25,0-30,0
Южная Корея* * * 10,2 13,0-15,0 18,0-23,0 25,0-35,0
Итого (округленно) 71,5 85,0-90,0 100,0-110,0 120,0-140,0
* Оценено по [11].
** Спрос оценен по [12, 13]. Собственная добыча газа рассчитана исходя из возможности достижения к 2010 г. 30 млрд. м3 в год.
*** Импортный потенциал оценен на основе темпов роста годового потребления энергии в 2% и роста доли природного газа в энергетическом балансе страны до 15% к 2010 г. по сравнению с 6% в 1995 г.
Положение может кардинально измениться уже в ближайшее десятилетие, после осуществления проектов газоснабжения Китая, Японии и Южной Кореи по газопроводам от российских месторождений. Перспективы обеспечения природным газом этих стран АТР показаны в табл. 7.
Оценки сделаны для двух предположений: 1) экспорт СПГ в эти страны сохранится на современном уровне; 2) экспорт СПГ будет расти на 10% каждое пятилетие. При этом весь остаток прироста спроса будет обеспечиваться за счет подачи газа, главным образом, из России - от месторождений шельфа о-ва Сахалин в направлении на Японию и Южную Корею и месторождений Иркутской области через Монголию до побережья Китая и далее на Южную Корею и Японию7. Не исключено в дальнейшем создание в этом регионе газопроводного кольца, что повысит надежность газоснабжения и увеличит шансы России на лидерство. Россия имеет реальные перспективы стать ведущей страной в снабжении этой части АТР природным газом по газопроводным системам. В результате Япония и Южная Корея получат более дешевый газ, чем сжиженный, а Китай существенно расширит потребление сетевого природного газа и улучшит структуру своего топливноэнергетического баланса. Очевидно, что начало будет положено газопроводами, идущими от месторождений сахалинского шельфа. Один вариант поставок может пройти через пролив Лаперуза с прокладкой двух параллельных газопроводов по мелководью западного и восточного побережия Японии. Второй - через Хабаровский и Приморский края на Южную Корею и через Цусимский пролив в Японию.
Таблица 7
7 Ведутся подготовительные проработки проекта по прокладке газопровода из Индонезии на азиатский материк для экспорта газа в страны Юго-Восточной Азии и на юг Китая.
Оценки экспорта природного газа в страны АТР, млрд. м3
1995 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г.
Потребность в импорте 71,5 85-90 100-110 120-140
Газопроводы - 5 15-33 40-70
Из России, всего - 0-5 15-30 35-60
С о-ва Сахалин в Японию - 0-5 5-10 10-15
Из Иркутской обл. в Монголию, Китай, Южную Корею и Японию 10-20 25-45
Прочие - - 0-3 5-10
Сжиженный природный газ 71,5 85 85-90 75-80
Привлекательны перспективы сооружения газопровода от Ковыктинского месторождения (Иркутская область) через Монголию в восточную часть Китая (побережье Желтого моря, г. Шэньян) с продолжением в Южную Корею и Японию. По оценкам, в Японии в 2005 г. цена сжиженного газа будет составлять 225-240 долл/тыс. м3, а сетевого газа - 160-180 долл. 8 При затратах на транспорт газа по газопроводу протяженностью около 3 тыс. км примерно 50-60 долл/тыс. м3 имеются основания считать данный проект весьма эффективным. В дальнейшем это направление может быть усилено за счет подключения других, в том числе югозападных месторождений якутского и, возможно, западно-сибирского газа от месторождений восточной части севера Тюменской области.
В результате доля России в совокупном экспорте природного газа в страны АТР может возрасти к 2010 г. более чем до 1/3. Это вполне допустимый уровень поставок газа в регион, очень чувствительный к диверсификации источников своего энергоснабжения. Успешность в реализации российских проектов газоснабжения будет существенно зависеть от геополитического климата, инициируемого Россией. Необходимо иметь в виду, что потенциальные покупатели российского газа в АТР имеют параллельные проекты с экспортерами сжиженного газа. У России будут хорошие перспективы только в случае отказа импортеров от дорогого (но традиционного для них) сжиженного газа. Поэтому нужна большая энергетическая и экономическая дипломатия по продвижению российского газа в эти страны.
В итоге экспорт природного газа из России в 2000-2010 гг. может быть оценен в следующих объемах (округленно), млрд. м3:
2000 г. 2005 г. 2010 г.
В страны бывшего СССР 78-82 86-94 95-101
В дальнее зарубежье 145-156 174-205 232-282
Итого экспорт В том числе: 223-238 260-299 327-383
из европейской части 223-233 245-269 282-323
из Сибири и Дальнего Востока 0-5 15-30 45-60
Как показал анализ, наши оценки достаточно согласуются с существующими прогнозами. Так, согласно оценкам Французского информационного центра по природному газу СЕБЮЛ^, поставки газа в Европу достигнут к 2015 г. 360 млрд. м3, из них 230 в европейские страны и 130 млрд. м3 в страны СНГ. По оценкам института ВНИИГаз, выполненным в 1997 г., общий экспорт газа из России достигнет к 2010 г. 350 млрд. м3, в том числе 232 на европейский рынок и 127 млрд. м3 в стра-
8По данным Института энергетического хозяйства Японии.
ны бывшего СССР [14]. Оба прогноза не упоминают о направлении экспорта природного газа в Китай, Южную Корею и Японию. Это позволяет считать, что общий экспорт газа будет находиться в указанных нами пределах.
Условия предельной эффективности экспорта энергоресурсов из России. Известно, что эффективность любой хозяйственной деятельности прежде всего определяется рыночной ценой товара и затратами на его производство и доставку до потребителя. Общая схема формирования цен на сырую нефть в своем начале строится на оценках спроса и состояния запасов нефти в США как крупнейшего в мире нефтепереработчика и потребителя нефтепродуктов. Это базовые ориентиры для установления цен на бирже NYMEX (New York Merchant Exchange) и определения уровня цен на европейском рынке сырой нефти. Естественно, что нюансы изменений в спросе и предложении на региональных рынках также учитываются в котировках цен конкретных экспортных нефтей.
На европейском рынке цены на реализуемые на нем нефти устанавливаются по ежедневным спотовым котировкам североморской нефти сорта Брент (Brent). Цена российской экспортной смеси сырых нефтей под названием Юралс (Urals), как правило, ниже цены Brent на 0,5-1,2 долл/барр. (3,6-8,7 долл/т), за исключением случаев повышенного спроса на высокосернистую нефть европейских НПЗ, ориентированных на переработку именно таких нефтей. Реальная цена реализации российской нефти, учитываемая отечественной статистикой ФОБ госграница, заметно ниже ее котировочной цены (рис. 2). О том, как распределяется эта маржа по ее получателям, достоверная информация отсутствует. Это означает, что для государства оценка уровня критической цены российской нефти, при которой ее экспорт становится неэффективным, устанавливается по низкой планке. Соответственно зависимость чувствительности российской экономики от спада цен нефти на мировом рынке заметно возрастает.
До последнего времени цены разовых сделок на нефть (spot market) в основном составляли 18-20 долл/барр. Контрактные цены были, как правило, на 4-5 долл/барр. ниже9. Наблюдаемое снижение цен на мировом рынке, начавшееся в конце 1997 г., привело к спаду цены нефти до 10-13 долл/барр. Такой глубокий спад вызан рядом политико-экономических факторов. С целью стабилизации рынка ОПЕК уменьшил квоты по добыче нефти.
9 После впечатляющих скачков цен в 1973 и 1979 гг. цены на нефть примерно двукратно упали в 1986 г. Затем они имели слабую тенденцию роста.
Месяцы
1997 г.
1998 г.
Рис. 2. Динамика цен сырой нефти на spot market: West Texas, Intermediate —•— Brent ♦ Urals
—■—Российская нефть ФОБ госграница
Высокие темпы экономического развития в США и ряде развитых стран, оживление экономической конъюнктуры после кризиса в азиатских странах, относительно низкий уровень стратегических запасов жидкого топлива в мире являются достаточно реальными факторами поддержания высокого спроса на нефть и нефтепродукты в ближайшее время. На этом фоне сохранение странами ОПЕК существующих лимитов на добычу нефти неизбежно будет связано с сохранением по крайней мере до весны 2000 г. высоких цен на нефть. В ноябре 1999 г. цена нефти на мировом рынке уже превысила 25 долл/барр. Однако высокая цена нефти не сможет держаться слишком долго. Следует ожидать, что в течение ближайших месяцев она вернется к наиболее вероятному равновесному уровню в размере 15±2 долл/барр.
До недавнего времени считалось, что поддержание средней цены на уровне 20 долл/барр. позволяет отсечь от мирового рынка многих производителей дорогой нефти, главным образом не входящих в ОПЕК. Сегодня эта планка снизилась до 15 долл/барр. в результате прогресса, достигнутого за последние годы в области разведки, бурения и добычи нефти. Увеличение на мировом рынке доли стран ОПЕК с низкими затратами на добычу нефти является фактором, сдерживающим рост ее цен. Это позволяет вытеснить с мирового рынка производителей нефти, для которых невысокая цена не компенсирует затрат на добычу и доставку нефти до потребителей. Сохранение мировых цен на относительно невысоком уровне соответствует политике упрочения положения ОПЕК на рынках нефти.
Известно, что стоимость добычи нефти в районе Персидского залива составляет всего 1,0-1,5 долл/барр. в зависимости от размера месторождения, а капитальные вложения на обеспечение прироста добычи в 1 барр. в день находятся в пределах от 2,5 до 5,0 тыс. долл. [15]. Такие затраты гарантируют получение 15-20% прибыли даже при цене нефти 14 долл/барр.10 В других регионах затраты на добычу нефти существенно выше. Так, удельные капиталовложения в добычу нефти в Индоне-
10 В последнее время появились оценки, что страны ОПЕК могут поддерживать добычу на стабильном уровне в течение длительного времени при ценах менее 10 долл/барр.
зии составляют более 7 тыс. долл., а в Венесуэле - даже 10 тыс. долл/барр. в день [16, р. 10]. Еще выше эти затраты для добычи нефти в Северном море и в районах России.
В свете последних событий на мировом рынке нефти можно предполагать, что при ценах 14-15 долл/барр. страны ОПЕК, имеющие резервы мощностей по добыче нефти порядка 500 млн. т в год, смогут сохранить свое лидирующее положение в течение достаточно длительного времени. При более высоких ценах открываются возможности для конкурентов ОПЕК развивать собственную добычу. Однако это рано или поздно приведет к увеличению предложения на рынке нефти и неизбежному спаду спроса в будущем. По мнению бывшего министра нефтяной промышленности Саудовской Аравии шейха Ахмеда Ямани, сегодня не существует других причин, кроме политических, для роста цен на нефть [17]. Все это само предопределяет появление на рынках только дешевых предложений.
Для России вывод о сохранении низких цен на нефть в 2000-2010 гг. вдвойне тяжел: во-первых, основные месторождения нефти и газа расположены в удаленных районах страны со сложными природно-климатическими условиями, предопределяющими повышенные затраты на добычу и разведку месторождений; во-вторых, необходимость транспортировки топлив на расстояние в несколько тысяч километров до основных рынков заметно увеличивает затраты нефтегазовых поставщиков. В период длительного низкого уровня цен на нефть и газ основная стратегия российских экспортеров должна быть направлена на всемерное сокращение собственных затрат, которые выглядят непомерно высокими. Так, средние затраты на добычу сырой нефти в России за последние годы составляли 50-60 долл/т11. Стоимость транспорта по суше до балтийских портов, перевалка на суда, фрахт, страхование, таможенные сборы при поставке в Роттердам оцениваются примерно в 30 долл/т12. Таким образом, цена нефти, при которой российские экспортеры получают минимальную прибыль, должна быть не ниже 11,0-12,5 долл/барр. Если к этой величине добавить налоговую составляющую, которая для нефтяной промышленности достигает 40% и более, то граничная цена для российской нефти составит 18-21 долл/барр. (130-140 долл/т).
Девальвация рубля в августе 1998 г. оказалась на руку экспортерам нефти, так как привела к снижению затрат на ее добычу примерно в 3 раза. По аналогии с вышеприведенными расчетами, включая налоговую составляющую, это дает предельную цену в размере 12-13 долл/барр., что несколько ниже средней цены 15 долл/барр., прогнозируемой нами на период 2000-2010 гг. При таких оценках рентабельность экспорта российской нефти находится под вопросом. Это будет сдерживать и экспортеров, и инвесторов. Единственным выходом из такого положения является снижение издержек добычи и транспорта нефти.
Вызывает тревогу и перспектива цен экспорта природного газа. По оценочным данным, добыча природного газа в России обходится менее 10 долл/тыс. м3, а транспорт на расстояние 3,5 тыс. км (до европейского рынка) требует около 45-50 долл/тыс. м3.13 Таким образом, чтобы быть рентабельным с учетом действующей налоговой составляющей в размере около 30%, российский природный газ должен стоить в Западной Европе с учетом 10-процентной прибыли не менее 75-85 долл/тыс. м3. Цена природно-
11 Оценка Института народнохозяйственного прогнозирования РАН. По статистическим оценкам за 19901996 гг. стоимость добычи нефти в России возросла от нескольких долларов до 50-60 долл/т. Причины такого роста в долларовом исчислении требуют специального анализа. Падение курса рубля в августе 1998 г. искусственно повысило эффективность экспорта нефти за счет снижения стоимости добычи и транспорта, но эта ситуация не может продолжаться долго, так как в отрасли велика доля импортного оборудования, стоимость которого быстро возрастает.
12 См. [18, с. 62-64].
13Рассчитано по данным [19, р. 322-337].
го газа привязана к цене сырой нефти и составляет примерно 80% последней. Это означает, что цена газа на свободном европейском рынке в период низких цен на сырую нефть (15 долл/барр.) не будет выше 80-85 долл/тыс. м3, т. е. обеспечит российскому экспорту только минимальную прибыль14. В этих условиях фактор риска очень велик, что сильно сдерживает инвесторов.
Основные элементы экспортной стратегии. Ожидаемая длительная неблагоприятная ценовая обстановка на мировых рынках нефти и природного газа для российских экспортеров дает основание считать, что сохранение широкомасштабного экспорта будет определяться двумя факторами: заинтересованностью государства иметь практически единственно гарантированный приток иностранной валюты и привлекательностью для экспортеров обладать «реальными деньгами». Прогнозные оценки ожидаемой выручки российских экспортеров энергоресурсов на мировых рынках и рынках СНГ позволяют очертить масштабы валютных поступлений в страну (табл. 8). Можно ожидать, что экспорт всех видов топлива и энергии позволит «влить» в российскую экономику валютные поступления в размере около 200-300 млрд. долл. за 1996-2000 гг. и 245-320 млрд. долл. за 2001-2005 гг.
Жесткая и всевозрастающая конкуренция на мировых рынках энергоресурсов требует от правительства и российских экспортеров проведения согласованной, целенаправленной и эффективной долгосрочной экспортной стратегии, включающей комплекс мер политического, экономического и организационного характера. В этих условиях возникает закономерный вопрос: насколько целесообразно в настоящее время форсировать добычу нефти и газа в северных районах, если затраты на их добычу и транспорт чрезмерно велики по сравнению с ценами на мировом рынке? Ответ не прост и неоднозначен, однако рано или поздно придется над ним задуматься.
Таблица 8
Ожидаемая выручка от российского экспорта энергоресурсов до 2005 г., млрд. долл. (в скобках - ожидаемые цены за единицу энергоресурса)
Энергоресурсы 1996 г. 1996-2000 гг. 2001-2005 гг. 1996-2005 гг.
Нефть и нефтепродукты 23,5 95-130 105-130 200-260
(128,3) (110-140) (110-140)
Природный газ 15,8 105-165 130-180 235-345
(80) (75-100) (75-110)
Уголь 1,05 4,7-5,0 4,7-5,0 ~10
(41,5) (35-40) (35-40)
Электроэнергия 0,55 3,5-4,6 5,5-6,9 9,0-11,5
(0,026) (0,03-0,04) (0,03-0,04)
Итого (округленно) 40,9 205-305 245-320 450-625
Очевидно, что первоочередные внутренние меры связаны с сокращением затрат по добыче и транспорту нефти и газа и повышением эффективности использования энергоресурсов. Оба эти направления имеют большие резервы в России, но требуют широкомасштабного освоения того технологического прорыва, который произошел за последнее десятилетие в мире в области разведки, освоения месторождений, добычи и рационального использования нефти и газа. Их реализация может принести гарантированные положительные результаты практически уже в ближайшие годы.
14 Еще ниже устанавливаются цены в торговле со странами СНГ. Например, для Белоруссии они установлены в размере 32 долл/тыс. м3.
В условиях относительно невысокой эффективности экспорта нефти и газа сохранить положение России на углеводородных мировых рынках можно на основе стабильной внутренней экономической политики, сдерживания конкурентов из зоны Каспийского моря, поддержания усилий ОПЕК по стабилизации цен на нефть. В этой связи целесообразным является поиск путей к более дешевым нефти и газу за счет доступа к недрам Каспийского моря, а также других стран, в том числе Ирана и Ирака. Нужна гибкая экономическая политика в отношении стран, энергоресурсы которых существенно более конкурентоспособны на мировом рынке, чем российские. Не следует исключать переговоры со странами-должниками России о приобретении на их территории концессий по добыче нефти и газа в счет уплаты долгов. Должна вестись интенсивная разведка нефти и газа в районах Восточной Сибири, на шельфах Баренцева, Охотского и других морей. Уже в первой четверти XXI в. эти районы могут стать основными для российской нефте- и газодобывающей промышленности. Несомненно, перспективными являются усилия по созданию новых рынков сбыта прежде всего сетевого газа в АТР. Можно ожидать, что российские инициативы по созданию здесь газотранспортных систем будут мощным фактором обеспечения новой региональной роли России в АТР.
Литература
1. Топливо и энергетика России: Справочник специалиста ТЭК. М.: Минтопэнерго РФ, Ассоциация ИН-
ПРОЭнерго, 1997.
2. Социально-экономическое положение России. М.: Госкомстат РФ, 1998.
3. Некрасов А. С., Синяк Ю.В. Стратегия России на мировых энергетических рынках //Нефть, газ и бизнес. 1999. № 1-2 (27/28).
4. Синяк Ю.В. Стратегия российского нефтегазового комплекса на мировом энергетическом рынке в среднесрочной перспективе // Открытый семинар «Экономические проблемы энергетического комплекса». М.: ИНПРАН, 1999.
5. Laherrere J.H. Future Sources of Crude Oil Supply and Quality Considerations, DRI/McGraw-Hill/French Petroleum Institute Conference «Oil Markets over the next two decades: surplus or shortage?». Rueil-Malmaison, France, 12-13 June 1997.
6. EIA. World Energy Projection System and ADESTINY@ International Energy Forecast Software. Dallas, TX: Petroconsultants, 1997.
7. Performance Profile of Major Energy Producers. Wash., DC: EIA-DOE, 1995.
8. Roland K. Perceptions of Future, Often Flawed, Shape Plans and Policies // OGJ. 1998. Feb. 23.
9. Matzke R. Pipelines to Progress: FSU OIL Exports Past, Present, Future // National Assasiation of Petroleum Investment Analysis. 1997. May 21.
10. Некрасов А.С., Синяк Ю.В. Перспективные направления российских нефтяных потоков (оценка независимых экспертов) // Доклад на Международной конференции «Jil Routes for the New Millenium», October 25, 1999, London, UK
11. Energy Policies of IEA Countries, 1997Review. Paris: IEA, OECD, 1997.
12. World Energy Outlook. Paris: IEA, OECD, 1996.
13. Юхуэй Чжэн, Цзиминь Янь. Топливно-энергетический комплекс Китая // Энергия: экономика — техника — экология. 1998. № 2.
14. ECE, Press Release, ENE/4. 1997. 12 February.
15. EIA. Oil Production Capacity Costsfor the Persian Gulf, DOE/EIA-TR/CJ6O6. Wash., DC. 1996. Feb.
16. DRI/McGraw Hill. Oil Market Outlook. Kexington, MA. 1995. July.
17. The New Economics ofOil //Business Week. 1997. Nov.3.
18. Огородников И. Говорим Порвоо — подразумеваем Приморск? //Нефтегазовая вертикаль. 1998. № 7-8.
19. HafnerM, NogaretE. Economie comparee du transport du gas et de I'electricite //Revue de I'Energie. 1995. № 468.
