Глава 1 — Газовая промышленность в экономике России

1.1 Отечественный топливно-экономический комплекс в условиях реформ 1990-х гг.

В условиях рыночных преобразований 1990-х гг. топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России не только сохранил свои позиции в экономике страны, но и преумножил их, став, по сути, ее основным структурным элементом. В пользу данного утверждения свидетельствуют следующие факты.

Доля продукции топливно-энергетического комплекса, несмотря на падение ее натуральных объемов, в совокупном объеме промышленной продукции увеличилась с 24% (1990 г.) до 36% (2000 г.). В конце 1990-х гг. ТЭК обеспечивал свыше 45% налоговых поступлений в консолидированный федеральный бюджет, доля продукции топливно-энергетического комплекса в экспорте достигла 46%, что приносило 60 % валютных поступлений в федеральную казну. При этом доля ТЭК в акцизных сборах в конце 1990-х гг. превышала 80% всех сборов, в доходах от налога на прибыль — около четверти всех поступлений.

Иными словами, российский ТЭК в годы реформ стал единственным надежным донором федерального бюджета. Уже одно это обстоятельство — с учетом присущих экономической политике 1990-х гг. дефицитного бюджетного планирования и попыток минимизировать уровень инфляции за счет сжатия денежной массы и обеспечения стабильности рубля[1], — иллюстрирует роль топливно-энергетического комплекса в современной российской экономике.

В конце 1990-х гг. некоторое улучшение ситуации в топливно-энергетическом комплексе России стала заметно влиять на общий инвестиционный климат в стране. Есть достаточно веские основания утверждать, что рост макроэкономических показателей в 1999 — 2000 гг. был вызван — помимо лучшей, нежели ранее, наполняемости бюджета, и воздействия эффекта импортозамещения, теми масштабными заказами, которые отечественные машиностроители и металлурги получили от предприятий газовой и нефтяной отраслей.

С социальной точки зрения немаловажно то обстоятельство, что предприятия топливно-энергетического комплекса обеспечивали в 1990-е гг. прямую занятость 3,2 млн. человек — то есть каждого четвертого, занятого в промышленном производстве. При этом средняя заработная плата в отраслях ТЭК в конце этого десятилетия была выше средней по стране на 90% (в электроэнергетике) — 220% (в топливных отраслях), а средние задержки по ее выплате — существенно меньшими (2,9 против 5,5 месяцев), нежели в других секторах национальной экономики.

Особо — с учетом кризиса внешнего долга России, — следует подчеркнуть принципиальную роль экспорта энергоресурсов как важнейшего источника валютных поступлений в казну.

Если в 1980-е гг. Советский Союз экспортировал до 20% добываемой нефти и около 10% добываемого газа, то на конец 1990-х гг. Россия в дальнее зарубежье (то есть за валюту и по мировым ценам) продавала почти 40% нефти и более 20% природного газа. Эти обстоятельства хорошо иллюстрирует таблица 1.

Таблица 1

Нефтегазовый экспорт и обязательства России

в середине — второй половине 1990-х гг.

При отрицательных значениях, характеризующих изменение валового внутреннего продукта России в 1990-е гг., его газоемкость (удельные затраты газа на 1 руб. валового внутреннего продукта) стабильно увеличивалась и в целом за это десятилетие возросла на 60%. Темп увеличения газоемкости валового внутреннего продукта России в 1990-е гг. был большим, нежели увеличение его электроемкости (30%) или нефтеемкости (около 10%), хотя на протяжении всех лет рыночных преобразований (за исключением 1997 г.) удельный вес продукции топливно-энергетического комплекса в валовом внутреннем продукте демонстрировал стабильную тенденцию к росту.

Таблица 2

Динамика основных показателей топливно-энергетического комплекса

и валового внутреннего продукта России в 1990-е гг.

окончание таблицы 2 см. след. стр.

Таблица 2 (окончание)

Анализ данных таблицы 2 позволяет указать на такую существенную особенность экономической эволюции страны и развития ее топливно-энергетического комплекса как в 1990-е гг. как отсутствие прямой связи между темпами первой и второго в части, касающейся газовой промышленности (в большей степени) и электроэнергетики (в меньшей степени), и наличие существенной зависимости между объемами валового внутреннего продукта, нефтедобычей и нефтепереработкой.

Указанный феномен отраслевой неоднородности влияния топливно-энергетического комплекса на экономику можно интерпретировать следующим образом. Рынок — это механизм цен, которые формируются на основе соответствия платежеспособного спроса предложению. Допустим, что взаимосвязь показателей, характеризующих динамику валового внутреннего продукта и объемов производства энергоресурсов определяется взаимоотношениями между производителями и потребителями таких ресурсов.

Таким образом, степень зависимости между предложением, являющимся элементом рынка и диктующим объемы производства того или иного энергоресурса, и общим состоянием производства тем выше, чем выше уровень воздействия на такое предложение механизмов ценообразования и, прежде всего, платежеспособного спроса потребителей. Если данное суждение корректно, можно утверждать, что нефтяная отрасль отечественного ТЭК достаточно адекватно реагировала на механизмы рыночного ценообразования, электроэнергетика в этом плане была менее эластичной, а на газовую отрасль они не действовали вовсе. Иными ловами, можно утверждать, что газовая отрасль страны по сию пору функционирует на принципах, далеких от рыночных из-за предельного монополизма, исключающего какое-либо обоснованное ценообразование и внятную маркетинговую политику.

Данный подход, изложенный в ряде новейших исследований состояния отечественного топливно-энергетического комплекса, нуждается в одном существенном дополнении. Анализируя роль и место отдельных отраслей ТЭК в экономике страны нельзя ограничиваться рассмотрением того, как та или иная отрасль действует на открытом рынке, особенно на розничном. Не следует упускать из виду специфику взаимоотношений этих отраслей внутри топливно-энергетического комплекса, то есть ситуацию, когда одна отрасль создает рынок для другой.

С этой точки зрения ситуация в экономике России и в ее топливно-энергетическом комплексе выглядит следующим образом.

Любая вертикально интегрированная нефтяная компания действительно вынуждена жить по рыночным условиям, причем соответствие платежеспособного спроса предложению управляет — не без издержек, разумеется, — всей технологической цепочкой: от добычи нефти до оптовых поставок нефтепродуктов крупным потребителям (тепловым электростанциям, агропромышленному комплексу, системам Министерств обороны и внутренних дел) и розничной торговли ими.

Электроэнергетика позиционирована в экономике иначе. За исключением гидроэлектростанций, на которые приходится до 20% вырабатываемой в стране электроэнергии, остальные генерирующие мощности являются вторичными производителями энергоресурсов, выступая потребителями продукции газовой, нефтяной и угольной отраслей топливно-энергетического комплекса. Соответственно, монополизм электроэнергетики является относительным, а не абсолютным, а единая система электроэнергетики и электрификации, доставшаяся России в наследство от Советского Союза и сохранившая практически все производственные связи той эпохи, объективно вынуждена действовать как субъект рыночных отношений, поскольку многим ее элементам приходится учитывать позиции контрагентов — поставщиков (в первую очередь, нефтяников и угольщиков), стоящих на рыночных позициях.

В отличие от электроэнергетики газовая отрасль производит первичный энергоноситель, который после соответствующей очистки и обогащения становится товаром, подлежащим реализации. Для последней необходимы лишь системы магистральных газопроводов высокого давления и региональных газопроводов низкого давления. Поскольку добыча и магистральная транспортировка газа находятся под контролем одного хозяйствующего субъекта (ОАО «Газпром»), он менее других субъектов топливно-энергетического комплекса зависим от спросовых (ценовых) ограничений и иных требований рынка.

1.2 Структура и состояние российского ТЭК

Федеральный классификатор относит к топливно-энергетическому комплексу свыше 7.000 организаций и предприятий, при этом система участий головных структур в капиталах хозяйствующих субъектов комплекса существенно превышает уровень прямых и перекрестных участий, сложившихся в других отраслях российской экономики. Иными словами, современный топливно-энергетический комплекс России представлен преимущественно холдингами, возникшими на основе тех организационный структур, административно-структурных и производственных связей, которые были сформированы в рамках топливно-энергетического комплекса СССР. Удельный вес операций «новых» топливно-энергетических предприятий, возникших в 1990-е гг. и не аффилированных — прямо или косвенно, — с хозяйствующими субъектами, созданными в порядке приватизации первой трети 1990-х гг., в большинстве отраслей топливно-энергетического комплекса не превышает 2 — 5% (за исключением розничного нефтепродуктообеспечения).

Основными производящими компонентами российского топливно-энергетического комплекса являются газовая, нефтяная, электроэнергетическая, угольная и топливная отрасли. Следует также учитывать, что формально к комплексу также относятся отдельные предприятия энергетического машиностроения и строительные организации.

Газовая отрасль России представлена добывающими газ акционерными обществами, созданными в порядке приватизации государственных предприятий в 1992 — 1993 гг. (система ОАО «Газпром», ОАО «Норильскгазпром», ОАО «Якутгазпром» и ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»), газотранспортными структурами (система ОАО «Газпром»), а также организациями газораспределения (РАО «Росгазификация» и так называемыми «облгазами»).

Нефтяная отрасль включает холдинговые вертикально интегрированные, а также не интегрированные нефтяные компании, осуществляющие нефтедобычу (214 предприятий) и нефтепереработку (171 предприятий). Кроме этого, к отрасли относятся холдинговые компании по транспорту нефти и нефтепродуктов (системы ОАО «АК «Транснефть» и ОАО «АК «Транснефтепродукт»), торгово-сбытовые структуры, как входящие, так и не входящие в вертикально-интегрированные нефтяные холдинги.

Электроэнергетика и электрификация представлена холдингом РАО «ЕЭС «России», объединяющим транспортные электро- и теплосети, гидро- и теплоэлектростанции, региональные акционерные общества электроэнергетики и электрификации, национальную сервисную инфраструктуру. К отрасли также принадлежат добившиеся частичной акционерной обособленности в первой половине 1990-х гг. ОАО «Иркутскэнерго», ОАО «Татэнерго» и ОАО «Башэнерго». Наконец, местные электросети обслуживают многочисленные муниципальные унитарные предприятия, выполняющие, по сути, агентские (эксплуатационные) функции по отношению к региональным акционерным обществам электроэнергетики и электрификации.

Угольная отрасль представлена 50 угольными компаниями, преимущественно холдинговыми, созданными путем акционирования и приватизации 212 угледобывающих предприятий (шахт и разрезов) с последующей консолидацией их контрольных пакетов или (реже) блокирующих пакетов акций. Кроме этого, помимо обособленно акционированных в первой трети 1990-х гг. предприятий угольного машиностроения, в отрасли действуют получившие самостоятельность после ликвидации в 1997 г. ОАО «Росуголь» торгово-сбытовые и сервисные организации. Последние ведут свою историю от соответствующих подразделений Министерства угольной промышленности СССР.

Топливная отрасль, обеспечивающая производство и поставки топлива для коммунальных и бытовых нужд (уголь, сланцы, торф, древесное топливо) представлена акционированными и приватизированными организациями, которые ранее относились к Министерству топливной промышленности РСФСР. Их головная структура — РАО «Ростоппром», — также представляет собой холдинг, поскольку создана путем объединения неконтрольных пакетов акций организаций и предприятий топливной промышленности регионального и субрегионального уровней.

Основные фонды отраслей топливно-энергетического комплекса имеют большой возраст (от 30 лет) и, соответственно, сильный износ. В частности, полностью исчерпан проектный ресурс более чем на трети объектов газовой промышленности и на половине объектов угольной промышленности. Более чем наполовину амортизировано оборудование в нефтедобыче, а в нефтепереработке износ основного оборудования превышает 80%. Более 50% магистральных нефтепроводов эксплуатируется свыше 25 лет при нормативе 30 лет. В 2001 — 2005 гг. от 50 — 80% производственных мощностей электростанций страны будет амортизировано полностью и начнется их лавинообразное выбытие, либо аварийные остановки с катастрофическими последствиями. В частности, износ турбинного энергетического оборудования на российских электро- и гидроэлектростанциях превышает 70%. Одной из главных причин, влияющих на износ турбинного оборудования, являются электроэрозионные повреждения, профилактика которых в настоящее время фактически не ведется.

Деградация основных фондов предприятий топливно-энергетического комплекса накладывается на падение темпов ввода новых месторождений газа и нефти. Это вызвано тем, что разведочное бурение и обустройство новых месторождений являются весьма капиталоемкими операциями (разработка месторождения с запасами от 1 до 2 трлн. м³ газа или от 100 до 300 млн. тонн нефти требует инвестиций в размере 2 — 3 млрд. долл. США) с длительным циклом окупаемости (от 5 до 7 лет). Политические риски, высокая инфляция и процессы перераспределения собственности на протяжении большей части 1990-х гг. препятствовали привлечению крупных и долгосрочных инвестиций в отечественный ТЭК.

С учетом изложенного текущая инвестиционная ситуация в российском топливно-энергетическом комплексе может быть оценена как кризисная. Так, отношение инвестиций в топливно-энергетический комплекс к стоимости его основных фондов (на годовой базе) в 1990-е гг. не превышало 4% при коэффициенте обновления активной части основных фондов, равном 5%. При этом доля основных фондов, выработавших свой ресурс, но продолжающих эксплуатироваться, превышает 7%. Изменение структуры инвестиций в ТЭК показаны в таблице 3.

Таблица 3

Инвестиции в топливно-энергетический комплекс СССР и России

Изменение структуры инвестиций в отечественный топливно-энергетический комплекс в 1990-е гг. по сравнению с предыдущим десятилетием стало результатом действия ряда факторов.

Во-первых, формирование реального внутреннего розничного рынка нефтепродуктов, прежде всего, высокооктанового бензина, потребовало от субъектов данной отрасли приступить к модернизации нефтеперерабатывающих производств.

Во-вторых, стабильная экспортная выручка, накладываясь на инвестиционные льготы и налоговые преференции, полученные РАО «Газпром» в первой половине 1990-х гг. (см. ниже), не могли не отразиться на общеотраслевой структуре инвестиций.

В-третьих, крайне невысокая, а, зачастую, и попросту отрицательная рентабельность угледобычи на основных традиционных угольных месторождениях европейской части России превратили данную отрасль в депрессивный сегмент отечественной экономики.

Между тем, из-за дефицита инвестиционных ресурсов, начиная с 1994 г. прирост разведанных запасов газа и нефти не компенсирует их промышленную добычу. Вплоть до 1999 года пророст запасов нефти составлял 80% от ее добычи, газа — 60% от его добычи.

Перечисленные обстоятельства с конца 1990-х гг. стали оказывать определяющее воздействие на состояние национального топливно-энергетического баланса, инвестиционную и ценовую политику предприятий топливно-энергетического комплекса, и, соответственно, на перспективы экономического развития страны. Кроме этого, топливно-энергетический баланс России на рубеже XX и XXI вв. был подвержен тем же влияниям, которые действовали на топливно-энергетические балансы практически всех развитых индустриальных стран.

1.3 Газовая отрасль в топливно-энергетическом балансе России:
закономерности и особенности

Развитие топливно-энергетических комплексов развитых индустриальных стран во второй половине XX века было отмечено существенными изменениями их топливно-энергетических балансов. Масштабы таких изменений показаны в таблице 4[2].

Таблица 4

Топливно-энергетический баланс (%)

После распада СССР и начала рыночных реформ России нефтяная и угольная отрасли Российской Федерации в первой половине 1990-х гг. пережили драматический кризис, представление о котором дает диаграмма 1[3].

Диаграмма 1 — Добыча газа, нефти и угля в СССР и России в 1988 — 1995 гг.

С середины 1990-х годов, по мере раскрытия всех преимуществ экспортного потенциала газовой и нефтяной отраслей, в топливно-энергетическом комплексе появились элементы стабилизации. После дефолта 1998 г. в результате проявления девальвационного эффекта и роста мировых цен на энергоносители эти элементы переросли в тенденцию.

Структура топливно-энергетического баланса страны во второй половине 1990-х гг. приобрела отчетливо «нефтегазовый» вид, присущий ей и по сей день. Он показан на диаграмме 2.

Диаграмма 2

Таким образом, начиная с 1994 — 1995 годов доля угля в первичных топливно-энергетических ресурсах России составляет 14% — 14,5%. Существуют расчеты, согласно которым она лишь незначительно превышает 12%[4] в пересчете на условное топливо. На долю газа падает каждая вторая, а нефти и нефтепродуктов — каждая третья условная единица топлива, потребляемого в России.

Если нефтяная промышленность России в целом демонополизирована, в газовой промышленности действует практически абсолютный монополист — ОАО «Газпром». Материальные и людские ресурсы, степень административно-хозяйственной централизации, унитарная структура корпоративной собственности, производственные, инфраструктурные и экспортные возможности данный отечественной публичной корпорации не имеют аналогов в современной России.

ОАО «Газпром» эксплуатирует 6 крупных газоконденсатных месторождений в Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Комсомольское, Юбилейное, Вынгапуровское), при этом на первые два приходится, соответственно, до 50% и до 35% суммарной добычи газа, осуществляемой данной компаний. За пределами Западной Сибири ОАО «Газпром» ведет добычу природного газу и газового конденсата в Оренбургской и Астраханской областях (в последней — преимущественно газовый конденсат). Необходимо отметить, что лишь Ямбургское месторождение имеет перспективы длительной эксплуатации (степень его выработанности — 23,1%). Данный показатель по иным крупным месторождениям, эксплуатируемым ОАО «Газпром» либо приблизился к 50% (Уренгойское и Оренбургское месторождения), либо превысил это значение (Вынгапуровское и Медвежье месторождения).

В целом ОАО «Газпром» добывает ежегодно порядка 550 млрд. м³ газа (94% общероссийской добычи), перерабатывая его на 6 заводах (2 — в Оренбурге, в Астрахани, Сосногорске, Уренгое и Сургуте).

Газ прокачивается по газопроводной сети (общая протяженность 148 230 км газопроводов высокого давления), которую обслуживают 247 компрессорных станций мощностью свыше 40000 мвт. Сеть включает также порядка 2500 км коллекторных и межпромысловых трубопроводов и продуктопроводов. Внутри страны газ из системы трубопроводов ОАО «Газпром» поступает в местные распределительные системы через 3286 газораспределительные станции.

Газ экспортируется в дальнее зарубежье ООО «Газэкпорт» (100% дочерняя компания ОАО «Газпром»), в ближнее — ООО «Итера» (степень аффилированности с ОАО «Газпром» не ясна, поскольку ООО «Итера» не зарегистрирована в Российской Федерации).

Основным оптовым покупателем газа внутри России являются теплоэлектростанции, входящие в систему РАО «ЕЭС России». Поскольку российская электроэнергетика ориентирована на дешевые источники энергии, в структуре потребляемого топлива высока доля дешевого природного газа (65% общего потребления), доля угля составляет 25%, мазута — 10%[5].

Следует подчеркнуть, что дешевизна газа, используемого для нужд электроэнергетики, является искусственной. В мировой практике соотношение цен газ/уголь находится в пределах 1,35 # 1, что устраняет дискриминацию угля на топливном рынке. Из-за сохранения регулируемых цен на газ данное соотношение в России в течение 1990-х гг. кардинально изменилось не в пользу угля: составляя в декабре 1991 г. 1,43 # 1, к декабрю 1997 г. оно превратилось в 0,895 # 1, а годом позже было уже 0,745 # 1. Таким образом, если принимать цены на уголь как индексные, оптовые цены на газ в России уменьшились за годы реформ на 48%.

Данная диспропорция порождает постоянные конфликты между газовой и электроэнергетической отраслями (последний из них датируется мартом — апрелем 2000 г.; для его улаживания потребовалось вмешательство высшего политического руководства страны) и объективно не способствует наращиванию инвестиций в газовую отрасль.

Благоприятная конъюнктура цен на энергоносители 1999 — 2000 годов оказала позитивное влияние на финансовое состояние большинства нефтяных компаний, что позволило им приступить к осуществлению крупных инвестиционных проектов. Кроме этого, начал уменьшаться простаивающий фонд, увеличились объемы эксплутационного бурения, впервые за 1990-е гг. объем разведанных запасов нефти превысил объем эксплуатируемых запасов. Ведущие российские нефтяные компании (ОАО «ЛУКОЙЛ» применительно к Тимано-Печорской нефтяной провинции, ОАО «НК «ЮКОС» применительно к Приобскому месторождению) заявили об отсутствии острой потребности в немедленном привлечении дополнительных инвестиций. Улучшение ситуации с платежами в России позволило РАО «ЕЭС России» повысить денежную составляющую налоговых отчислений до 80% в начале 2001 г. (2000 г., в среднем — 57%; начало 1999 г. — 25%).

Между тем, локальный инвестиционный подъем, охвативший нефтяной сектор отечественной экономики во второй половине 1999 — 2000 гг., практически обошел стороной газовую отрасль. Напротив, общим местом стали заявления ее представителей о глубоком инвестиционном кризисе, который она переживает, а также о необходимости срочного привлечения крупных капиталовложений, измеряемых десятками миллиардов рублей. В частности, представители ОАО «Газпром», прогнозируя на 2000 г. падение объемов добычи на 2000 г. на 10 — 12 млрд. м3 и на 2001 г. — на 36 млрд. м3, утверждают, что для расширения эксплутационного бурения на имеющихся месторождениях и ввода новых в первом десятилетии XXI века потребуются инвестиции от 80 до 100 млрд. долл. США. При этом реальный поток инвестиционных ресурсов во все отрасли ТЭК за 1999 — 2000 гг. не превысил 1 млрд. долл. США

По аналогии с первой третью 1990-х гг., когда ОАО «Газпром» имел весьма существенные инвестиционные преференции, представители газовой монополии главным источником инвестиций считают выручку компании, измеряемую в конце 1990-х гг. в интервале от 8 до 10 млрд. долл. США ежегодно. Ее источником являются, в первую очередь, контракты о поставке газа в дальнее зарубежье. Существенно меньшим инвестиционным потенциалом — с позиции газовой монополии, — обладает выручка, генерируемая продажами газа на внутреннем рынке и странам СНГ. Такое отношение можно объяснить неплатежами, которые на начало 2001 г. превысили 200 млрд. руб.[6]

Для обеспечения необходимых (590 — 630 млрд. м³ в год) уровней добычи газа в 2001 — 2010 гг. ОАО «Газпром» должен ввести в разработку ряд новых месторождений на полуостровах Ямал и Гыдан и на Арктическом шельфе (Заполярное, Штокмановское, Бованенковское). Между тем, указанные месторождения расположены в отдаленных регионах с крайне неблагоприятными природно-климатическими условиями и неразвитой траспортно-коммуникационной инфраструктурой. Сами месторождения имеют сложные горно-геологические характеристики, обладают меньшими подтвержденными запасами газа, нежели те, которые эксплуатируются в настоящее время.

Прокладка новых газотранспортных магистралей от указанных месторождений не только к местам потребления, но и до действующих газопроводов, также представляет собой сложную инвестиционную проблему.

В целом же в 2000 — 2010 гг. следует ожидать значительного увеличения удельных затрат на добычу газа, обеспечить финансирование которых за счет собственных ресурсов, как показано выше, ОАО «Газпром» не сможет.

Как показывает результаты стратегического развития ОАО «Газпром» в конце 1990-х гг., газовый монополист ищет экстенсивные пути выхода из складывающегося положения. Например, проект расширения газового экспорта в Турцию («Голубой поток»), оцениваемый в 1,7 млрд. долл. США, предполагается финансировать за счет привлечения кредитов под гарантии газового экспорта при одновременной фиксации ставки налога на прибыль в размере 0,1 долл. США за 1 тыс. м³ экспортированного газа.

Еще один путь наращивания инвестиционного потенциала собственных операций ОАО «Газпром» усматривает на сокращении непроизводственных или непрофильных расходов и соответствующих центров затрат (предприятий сельского хозяйства, строительных организаций, организаций по производству строительных материалов, научных организаций, детских дошкольных учреждений, объектов жилищно-коммунального хозяйства, учреждений здравоохранения и культуры, спортивных организаций).

Кроме этого, газовый монополист осуществляет мероприятия по оптимизации собственной производственно-организационной структуры (создание единых специализированных компаний по транспорту газа и по проведению буровых работ). Функциями первой постепенно наделяется 100% дочернее общество с ограниченной ответственностью «Межрегионгаз», созданное в 1997 г. В качестве второй учреждено 100% дочернее общество с ограниченной ответственностью «Бургаз».

Изложенные шаги по оптимизации собственной производственно-организационной структуры и по уменьшению количества центров затрат, не связанных с основными производствами ОАО «Газпром» по оценкам самого газового монополиста могут дать экономию в размерах 10% от его выручки, то есть до 1 млрд. долл. США ежегодно. Не отрицая безусловную необходимость уменьшения непроизводственных расходов. актуальную для любого субъекта, хозяйствующего в рыночных условиях, равно как и пользу от грамотного реформирования системы организации бизнеса, отметим, что данный способ расширения инвестиционных возможностей ОАО «Газпром» также носит экстенсивный характер, поскольку направлен на экономию имеющихся средств и не предполагает их наращивание за счет изменения производственной, ценовой и маркетинговой политики компании.

Впрочем, если финансово-хозяйственное положение ОАО «Газпром» в среднесрочной перспективе может оцениваться как тяжелое, иные субъекты газовой отрасли России находятся в состоянии глубокого кризиса. В частности, ОАО «Норильскгазпром» (до 1% среднегодовой газодобычи в стране), эксплуатирующее сравнительно небольшие месторождения на севере Красноярского края (Мессояхское, Южно- и Северо-Соленинское, Пеляткинское), расположенные в среднем на расстоянии 400 км от единой системы газоснабжения России и, соответственно, не располагающие экспортным потенциалом, вступило в период падающей добычи. При этом специалисты компании полагают, что полное прекращение добычи газового конденсата на указанных месторождениях произойдет уже в 2010 г., а сокращение добычи природного газа на эксплуатируемых месторождениях до 100 млн. м³ в год — к 2020 г.

Весьма похожей является ситуация в другой самостоятельной (не интегрированной в ОАО «Газпром») газовой компании — ОАО «Якутгазпром». Она эксплуатирует три газоконденсатных месторождения (Мастахское, Среднвилюйское и Среднеботубинское), находящиеся в стадии довыработки (рабочий дебит скважин — от 40 до 200 тыс. м³ газа в сутки). Крайне изношен кольцевой магистральный газопровод и газораспределительные станции, находящиеся в эксплуатации уже более 25 лет. В момент пиковых нагрузок энергопотребления (декабрь — январь), нагрузка на газотранспортную сеть ОАО «Якутгазпром» на 60% превышает регламентную.

Изложенное доказывает, что принципиальным подходом к оценке эффективности газовой отрасли и выбору регулирующего инструментария, используемого как на федеральном, так и на субфедеральном уровнях, является поиск альтернатив (или альтернативы) избыточной ориентированности российской энергетики на газопотребление (как первичное, так и вторичное — в качестве ресурсной базы электроэнергетики). Одной из таких альтернатив, широко обсуждаемых в последнее время, является увеличение доли угля в топливно-энергетическом балансе страны.

В пользу данного подхода говорят следующие суждения. Газ может исчезнуть из топливного баланса страны также стремительно, как он в нем появился в 1960 — 1970-е гг. С углем этого не случится как минимум по двум причинам. Во-первых, уголь — это наиболее точно предсказуемый по запасам и полноте выемки топливный ресурс. Во-вторых, цены на уголь в любой стране с развитой рыночной экономике ниже и стабильнее, нежели цены на газ (или на нефть и нефтепродукты). Для России, с ее инфляционной зависимостью, монополизированной структурой газовой отрасли и полным отсутствием общенациональных угольных монополий это особенно существенно.

Кроме этого, нелишне учитывать и мировой опыт — все ведущие страны мира используют именно уголь для придания устойчивости национальной энергетике. Так, если в европейской части России доля угля в производстве электроэнергии колеблется на уровне 10 — 12%, в Европе указанная доля в 4 — 6 раз больше. Напротив, если от 60 до 70% электроэнергии в европейской части России вырабатывается с использованием природного газа, доля аналогичного использования газового энергоносителя в Европе составляет не более 20%.

Для повышения надежности и эффективности топливного баланса уголь должен активно замещать газ в электроэнергетике европейской части России, включая Урал. Соответственно, желателен переход от стратегии «газовой паузы» к газоугольной альтернативе развития энергетики.

В рамках такой альтернативы в качестве приоритетных направлений газопотребления целесообразно оставить только три: (1) газ — энергоноситель для жилищно-коммунального хозяйства и для индивидуальных непромышленных пользователей; (2) газ — сырье для химической промышленности и производства удобрений; (3) газ — экспортный ресурс государства, обеспечивающий стабильное наполнение бюджета.

Реализация изложенного подхода, как и экстенсивный путь развития газовой отрасли, также потребует существенных инвестиций, масштабы которых пока не имеют даже общей экспертной оценки. Ситуация осложняется и тем, что источником таких инвестиций может стать только сам топливно-энергетический комплекс — либо в режиме реинвестирования, либо как нетто-потребитель инвестиционных ресурсов, имеющихся внутри страны, либо привлекаемых на мировых рынках капитала.

Таким образом, глубокое и объективно необходимое переустройство российского топливно-энергетического комплекса возможно только за счет повышения его инвестиционной активности и инвестиционной привлекательности. В свою очередь, повышение инвестиционной активности и привлекательности возможно лишь при условии учета базовых принципов организации любого инвестиционного процесса, в число которых входят прозрачность объектов инвестирования, исключение или минимизация неэффективных затрат при использовании инвестиций, обоснованность и предсказуемость движения инвестиционных потоков, гарантии прав инвесторов и обеспечение доходной возвратности инвестиций.

Перечисленные принципы реализуются настолько эффективно, насколько эффективны структура, стратегический менеджмент и деловая практика потребителей инвестиционных ресурсов. Анализу данных ключевых элементов обеспечения инвестиционных процессов в контексте мирового опыта регулирования газовой отрасли и посвящены следующие разделы нашего доклада.

С другой стороны, газовая отрасль России, обладая значительным запасом структурной прочности, далеко не исчерпала потенциал своего развития. Если газоугольная линия в развитии отечественного топливно-энергетического комплекса получит статус национальной энергетической стратегии, еще весьма длительный период времени (от 10 до 15 лет) газовая отрасль будет играть ту роль в экономике России, которую она играет в настоящее время. Соответственно, вопросы реформирования отрасли будут требовать своего решения — не только в целях достижения долгосрочных целей, но и применительно к повседневным проблемам обеспечения устойчивого функционирования отечественной экономики.

[1] по крайней мере, в период между 1 июля 1995 г. (введение т.н. валютного коридора) и 17 августа 1998 г.
[2] рассчитано по World Outlook, World Economic Council, 1994
[3] Источник: Энергетическая стратегия России. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации (1995)
[4] Яновский А.Б. Основы реструктуризации угольной промышленности / — М.: «Недра», 1995, с.47
[5] В среднем, в мире на угольном топливе производится почти половина электроэнергии (44%), при этом для целого ряда стран этот показатель еще выше (США и Германия — 56 — 58%; Китай, Австралия, Дания и Польша — от 70 до 98%).
[6] в том числе 120 млрд. руб. — по России, свыше 3 млрд. долл. США — Украина, Беларусь и Молдова

Ссылки по теме:

Предисловие
Глава 1 — Газовая промышленность в экономике России
Глава 2 — Зарубежный опыт регулирования и реформировании газовой отрасли
Глава 3 — Влияние акционирования и приватизации 1990-х гг. на газовую отрасль
Глава 4 — Пути оптимизации институциональных механизмов управления газовой отраслью России
Глава 5 — Инструменты государственного регулирования газовой отрасли
Заключение
Приложения