Текст книги "Проблемные регионы ресурсного типа. Азиатская часть России"

Существенным минусом варианта 1-АВТ, не нашедшим «численного воплощения» в предлагаемой задаче, является практически однозначное, вынужденное принятие условия подачи максимального количества газа в Китай, что существенно снижает как собственно коммерческий эффект для российской стороны, так и перспективы организации в России производств по глубокой переработке газа. Последнее сокращает перспективы создания в Сибири и на Дальнем Востоке новых рабочих мест с целью повышения социальной стабильности в этих регионах. Кроме того, автономный вариант повышает риск уплаты неустоек китайской стороне при возможных срывах подачи газа из-за сбоев в процессе добычи или не подтверждении запасов; повышает риск сокращения подачи газа отечественным потребителям в случае угрозы недопоставок газа Китаю; повышает издержки по обслуживанию нескольких направлений поставок газа на большие расстояния: требуется иметь несколько мобильных групп ремонтников на существенно большем и малозаселенном пространстве России и Китая (11,5 тыс. км против 7,5 тыс. км в консолидированном варианте).

Консолидированный вариант позволяет существенно снизить протяженность эксплуатируемых трасс газопроводов (на 3–4 тыс. км) и, главное, направить газ по Транссибирскому транспортному коридору, что при соблюдении условий технологической безопасности существенно облегчает мониторинг деятельности объектов, их профилактику и ремонт; повысить маневренность системы в обеспечении потребителей (как отечественных, так и зарубежных) при возможных сбоях в процессе добычи на каком-либо месторождении; заключать договора с китайской стороной на более выгодных для России условиях торговли; осуществлять маневры с финансовыми ресурсами – инвестировать прибыли с одного направления деятельности в другие (т. е. самофинансироваться, без привлечения финансовых посредников) в интересах экономики Сибири и России в целом.

На соотношение доходов определяющее влияние оказывает ценовая политика фирм и тех, кто определяет условия СРП и цену газа на месторождении (т. е. цену, по которой добывающая фирма «продает» газ трубопроводной системе). От этого зависят показатели отчислений в региональные и федеральный бюджеты, сроки выхода на показатели рентабельной газодобычи, начало процесса деления продукции, т. е. появление «прибыльных углеводородов»[51]51
  В проведенной серии расчетов были приняты следующие условия СРП, не изменяемые по вариантам: уровень контрольной рентабельности – 20 %, доля прибыльных углеводородов для РФ – 25, доля прибыльных углеводородов для регионов – 25 %.


[Закрыть].

Рассмотрим, например, последствия изменения цены на Ковыктинском месторождении для получателей доходов (табл. 10.2). Постоянной считается цена газа при «слиянии» его в единую трубу «Иркутск – Бурятия – Чита – Китай». При этом сумма доходов всех участников не меняется, т. е. чем выше цена непосредственно на месторождении, тем, при прочих равных условиях СРП, выше рентабельность добывающей фирмы, следовательно, раньше появляются так называемые прибыльные углеводороды, раньше и в большем объеме осуществляются выплаты во все бюджеты – федеральный и региональные. Потери отчислений в бюджеты разных уровней со стороны трубопроводных фирм перекрываются ростом доходов бюджетов от деятельности добывающих организаций (если, конечно, нет каких-либо особых условий отчислений от деятельности трубопроводных фирм или последние не находятся в полной собственности государства).

Таблица 10.2 Последствия принятия разных уровней цен на Ковыктинском месторождении для получателей доходов, %

Отдельно следует рассмотреть вопрос о сроке, согласно которому исчислялся чистый дисконтированный доход и на основании чего делались выводы об эффективности того или иного варианта. Во всех вариантах принимался срок в 30 лет. Однако поскольку инвестиции в данный проект предполагается привлечь преимущественно не российские, то интересы инвестора могут оказаться определяющими, и срок оценки проекта может быть сокращен.

При сокращении сроков оценки проекта резко ухудшаются показатели всех объектов – как добычи, так и транспортировки (при тех же инвестициях меньше срок получения доходов). Срок в 15 лет оказывается критическим для всех месторождений, кроме Ковыкты. То есть при таком сроке оценки проекта остается только один эффективный вариант – добыча на Ковыкте и отправка максимально возможного количества газа в Китай. Реализация данного варианта с самого начала может предопределить и всю «дальнейшую судьбу» освоения всех прочих месторождений – по индивидуалистическому варианту и с максимальным потоком газа в Китай. Следовательно, есть угроза со стороны внешних инвесторов заставить российскую сторону принять в конце концов самый неэффективный для нее вариант.

Консолидация регионов, РФ в целом, отечественных производителей и отечественных инвесторов для достижения стратегических целей, т. е. «направление» проекта в русло варианта 2-СИБ (или 2-АГРО), нужна уже на самых первых этапах реализации проекта, что связано как с подготовительными проектными работами по трассе будущих газопроводов, так и организацией всей схемы ведения переговоров. Проведенные расчеты могут только показать некоторые контуры будущего «переговорного пространства» с учетом возможных направлений «давления» со стороны иностранных заинтересованных организаций.

Применение аппарата нечетких множеств к оценке и соизмерению эффекта для участников процесса реализации крупного межрегионального (тем более международного) проекта позволяет количественно определить степень надежности выбранного варианта развития в условиях вероятностных характеристик исходных показателей. Полученные количественные данные, имеющие вероятностную природу, позволяют оконтурить «переговорное множество», т. е. те границы, за пределами которых тот или иной вариант будет однозначно хуже (лучше) большинства других. Знание этих границ позволит увереннее чувствовать себя на переговорах по выработке условий взаимоприемлемого варианта проекта как государственным структурам, так и российским фирмам в целях сохранения приоритетов российских интересов.

10.5.1. Возможности изменения внешних условий экономической среды в реализации газового проекта: ситуации будущего

Реализация газового проекта выступает важнейшим фактором повышения стабильности и устойчивости экономического развития не только самой России, но и стран Восточной Азии. Выход газа с месторождений Восточной (и даже Западной) Сибири, Республики Саха (Якутия), Сахалина на рынок стран Восточной Азии позволяет России существенно диверсифицировать географию экспорта газа. В настоящее время Россия слишком зависит от европейского рынка и тесно с ним связанного газового рынка Передней Азии.

Ожидается, что газовый проект выступит катализатором усиления инвестиционной активности на территории Азиатской России. По мере укрепления интереса к газовому проекту все более актуальной становится задача оценки устойчивости предлагаемых вариантов реализации проекта к изменению внешней экономической среды по следующим причинам.

Для Азиатской России характерно наличие большого инвестиционного риска, связанного с реализацией проектов использования энергосырьевых ресурсов, предлагаемых и лоббируемых разными странами и их транснациональными корпорациями. Высокий уровень риска порождается масштабами проектов и ограниченностью маневренности России в пределах энергетического рыночного пространства Восточной Азии. Есть основания считать (и практика подтверждает это), что при создании определенных условий могут быть саккумулированы все необходимые инвестиции для реализации первоочередных проектов (освоение месторождений, сооружение трубопроводов и ЛЭП). Однако нет никаких гарантий, что к началу эксплуатации этих объектов сохранятся «договорные» условия продажи газа в странах-потребителях (Японии, Корее и особенно в Китае). При «реальном» выходе на газовый рынок Восточной Азии (когда будет завершено сооружение всех намечаемых газопроводов, создание заводов по производству сжиженного газа и другой сопряженной инфраструктуры) проблемы, с которыми столкнется Россия, будут те же, что и на рынке Турции.

Очевидно, что условия, которые рассматривались как базовые, исходные, при разработке газового проекта не являются неизменными. Поэтому важно представлять, насколько устойчив тот или иной предлагаемый вариант газового проекта к изменению внешних условий экономической среды. В противном случае регионы Азиатской России могут стать регионами повышенного риска национальной и экономической безопасности. При отсутствии адекватной государственной региональной экономической политики их значимость может быть сведена к функции простых транзитных территорий, «пропускающих» через себя ресурсы без каких-либо качественных изменений своего экономического потенциала.

При реализации любого из намечаемых вариантов газового проекта может выявиться (через пять, десять лет) следующее:

– не удастся выйти на закладываемые в вариантах объемы добычи на месторождениях Восточной Сибири и поставок газа с месторождений Западной Сибири, Сахалина;

– произойдет сдвиг во времени в освоении отдельных месторождений Восточной Сибири и запаздывание поставок газа с месторождений Западной Сибири;

– принципиально иной, чем та, на которую ориентировались при заключении долгосрочного соглашения о поставках газа из России и под которые давались государственные гарантии, окажется ценовая ситуация на рынках газа Восточной Азии и внутри России;

– не удастся вовремя и в полном объеме саккумулировать требуемые инвестиционные ресурсы;

– изменится отношение к соглашениям о разделе продукции.

Анализ устойчивости и возможности адаптации газового проекта к сбоям и отклонениям от намеченного хода его реализации позволяет заранее выявить круг проблем, с которыми мы столкнемся при реализации варианта развития в иных, чем это намечалось, условиях. При проведении такого анализа целесообразно не просто констатировать проблемы, но и показать, кто реально окажется в выигрыше в каждом конкретном случае.

Под адаптацией процесса реализации проекта понимается поиск вариантов реализации проекта, которые наиболее устойчивы к изменению условий экономической среды. Решение задач адаптации развития экономических систем, процесса реализации крупных инфраструктурных проектов предполагает:

– генерацию всевозможных ситуаций будущего;

– выявление узких мест и возможных сбоев в процессе реализации проекта;

– поиск таких вариантов развития системы реализации проекта, которые наиболее устойчивы к изменению условий экономической среды;

– выработку подстроечных, управляющих воздействий для обхода в будущем нежелательного пути развития системы.

Анализ тенденций и проблем развития региональных рынков газа позволяет сформировать большую группу факторов, каждый из которых может качественно изменить ситуацию в ближайшие 10–15 лет на рынке газа Восточной Азии. Для анализа на данном этапе исследования были отобраны следующие варианты ситуаций при реализации газового проекта.

Грядущая либерализация газового рынка. Внешне выступая как облегчение процедуры доступа газовых ресурсов с отдельных месторождений к построенным магистральным газопроводам, либерализация может привести к нарушению условий долгосрочных контрактов поставки газа, вызвать значимое снижение тарифов, снятие или смягчение режима квотированного доступа и пр.

Изменения организационной формы при строительстве и эксплуатации газопроводов из Сибири в Китай (изменение доли собственности участников, заключение концессионного соглашения или создание зон с льготным налогообложением и др.).

Изменение ситуаций с поставками и востребованностью российского газа на региональных газовых рынках. За тридцать лет могут произойти большие изменения, которые будут предопределять динамику и реальные объемы спроса на российский газ как в Китае, так и на европейском и турецком рынках. Вероятно, без использования газа Западной Сибири окажется невозможным выполнение обязательств российской стороной на газовом рынке Восточной Азии. Также не исключается, что газ Восточной Сибири может быть востребован для покрытия газового дефицита на других региональных рынках (Европы, Турции). Сложно предугадать, как будет обстоять дело с подготовкой газовых месторождений. Вполне вероятно, что в течение предстоящих тридцати лет не возникнет никаких проблем с подготовкой газовых месторождений Западной и Восточной Сибири. Нельзя исключать и возможность запаздывания при подготовке и обустройстве месторождений (пять и даже десять лет).

Изменение ситуаций с соблюдением условий Соглашения о разделе продукции (СРП) и, соответственно, условий вовлечения ресурсов Азиатской России в хозяйственное использование. Только при строгом выполнении правил, предусмотренных СРП, можно реально говорить о глубокой переработке газа на территории Сибири, задействовании потенциала российских предприятий. При сохранении старой практики к использованию механизма СРП можно ожидать, что при любом ухудшении конъюнктуры у операторов проекта появятся объективные причины для отказа как от глубокой переработки газа на территории Азиатской России, так и от привлечения к сопряженным работам российских предприятий. С аналогичными проблемами можно столкнуться и при подготовке и разработке практически всех месторождений Иркутской области (Ковыкта), Красноярского края (Собиновского, Юрубченского), Якутии и др.

Изменение ситуаций с обеспеченностью газовыми ресурсами в Китае.

Не касаясь глубоко тех процессов, которые могут там происходить, отметим, что не исключается как повышение, так и снижение спроса на газ со стороны Китая и других стран Восточной Азии. Причины последнего могут быть самые разнообразные: это и неподготовленность месторождений в самом Китае, неподтверждение запасов, повышение темпов перевода хозяйственного комплекса с угля на газ и пр. Как, впрочем, весьма вероятно, что за весь рассматриваемый период ситуация на газовом рынке будет развиваться в полном соответствии с теми наметками, которые закладывались при разработке вариантов газового проекта.

Изменение даже этой небольшой группы факторов может инициировать очень сильный разброс ситуаций (сочетаний условий внешней экономической среды), в которых будет осуществляться проект.

Из сотни таких возможных ситуаций (сгенерированных при решении задачи адаптации) для более подробного анализа были выбраны следующие:

Ситуация А. Эта ситуация характеризуется относительной стабильностью при подготовке газовых месторождений на территории Азиатской России. Не ожидается и значимого снижения спроса на газ на рынке Восточной Азии. Устойчив спрос китайской стороны. Налицо заинтересованность и конкуренция Кореи, Японии и других стран этого региона в получении российского газа. Российская же сторона готова резко увеличить поставки газа в этот регион с лагом в пять лет (через пятнадцать лет от начала реализации газового проекта). Запаздывание с подготовкой газовых ресурсов Ковыкты на начальном этапе реализации проекта удается компенсировать поставками газа из Западной Сибири. На уровне цен на газовом рынке стран Восточной Азии сказывается неблагоприятная для «продавцов» газа ситуация на рынках Европы и Турции. В лучшем случае это спровоцирует снижение общего уровня цен на рынке Восточной Азии процентов на десять ниже (по сравнению с условиями контрактов). Не исключены и более значимые пересмотры условий контрактов.

Ситуация Б. Она характеризуется высокой напряженностью в выполнении обязательств российской стороной. Происходит наложение нескольких неблагоприятных факторов. Во-первых, газ с месторождений Западной Сибири поступает не только в объемах в 2 раза меньше, чем предполагалось изначально. Но и эти «урезанные» объемы газа начинают поступать с месторождений Западной Сибири с заметной задержкой во времени. Во-вторых, запаздывает подготовка и обустройство Ковыкты и месторождений Красноярского края. И это в условиях очень высокого спроса на газ, который предъявляется китайской стороной. На других региональных рынках газа также ощущается его дефицит, что может привести к существенному росту цен по долгосрочным контрактам (примерно на 20 %).

Ситуация В характеризуется тем, что на протяжении первых 1015 лет судьба всего газового проекта практически полностью предопределяется ходом подготовки и обустройства Ковыкты в связи с задержкой при подготовке на других месторождениях. Неблагоприятно складываются условия для хозяйствующих субъектов на территории регионов Азиатской России. Предусматриваемые в СРП 70 % выполнения подрядных работ силами российских фирм не выполняются. Первые пять лет реализации проекта оказываются наиболее сложными. Планы по глубокой переработке газа также откладываются на более поздние этапы реализации проекта.

10.5.2. Анализ результатов экспериментальных расчетов и основные выводы

Для анализа устойчивости из пяти вариантов газового проекта к изменениям экономической среды было выбрано два. Эти варианты позволяют оценить возможности адаптации, подстраивания к ситуациям при ориентации на прямо противоположные принципы при использовании газовых ресурсов Азиатской России.

– Автономные поставки, обеспечивающие самостоятельный выход федеральных субъектов Азиатской России на рынок Китая и других стран Восточной Азии. Этот вариант характеризуется наиболее высокой коммерческой эффективностью газового проекта в целом (35,2 млрд дол., дисконтированных доходов при суммарных инвестициях в 36,З млрд.дол.). На первый взгляд, этот вариант может показаться и наиболее выигрышным с позиций китайской стороны (максимальный дисконтированный доход).

– Консолидированные поставки (2 СИБ) не столько газа, сколько продуктов его глубокой переработки («сибирский» консолидированный вариант). Коммерческая эффективность газового проекта на 10 % меньше по сравнению с автономными поставками газа каждым субъектом отдельно.

Общий анализ различных траекторий реализации вариантов газового проекта при разных ситуациях (ситуации А, Б, В) свидетельствует, что при автономном выходе (отдельными магистралями) на газовый рынок Восточной Азии последствия сбоев более жесткие (табл. 10.3) для всех основных заинтересованных сторон – Китая и России.

Таблица 10.3 Ожидаемые доходы от реализации вариантов газового проекта при различных нарушениях условий реализации, млрд дол.

При возникновении даже небольших затруднений автономный вариант поставок «расшатывается» в первую очередь. В первую четверть XXI в. с равной вероятностью возможно любое развертывание событий: можно ожидать как падения цен на газ (ситуация А), так и их роста; возникновения проблем с поставками на мировые рынки по любым причинам (ситуации Б, В). Как показывают предварительные экспериментальные исследования, при любых этих отклонениях падение ожидаемых доходов от проекта в целом может оказаться очень внушительным (на 30–60 %). При построении множества отдельных трубопроводов для вывоза российского газа в Китай при самых слабых возмущениях, сбоях в процессе реализации проекта можно потерять 5–6 млрд дол. Если же ситуация в мире сложится для проекта вообще неблагоприятно, то потери могут составить 10–11 млрддол. Вместо ожидаемых 35 млрддол. все участники проекта могут получить всего 13–14 млрддол. (ситуация Б). И эта ситуация не такая уж невероятная, когда цены на газ вырастут, а поставки российского газа на китайский рынок несколько запоздают (на 5–7 лет), в то время как при ориентации на консолидированный вариант при выходе на азиатский рынок наиболее сильное падение дисконтированного дохода (в рамках условий, рассматриваемых в задаче) наблюдается только при ситуации А.

На самом деле для российской стороны консолидированный вариант обеспечивает заметно более высокие доходы, как бы ни менялась ситуация в мире (см. табл. 10.3). При этом варианте при любых отслеживаемых изменениях доходы России в целом не опускаются ниже 20 млрд дол. И это при самой сложной ситуации (ситуация Б), когда Россия по ряду причин сможет начать поставку намеченных объемов газа на китайский рынок с запаздыванием на пару лет. Если же возникают временные трудности с отдельными группами месторождений, то наличие единой трубы позволяет быстро маневрировать, корректировать ход реализации проекта. В итоге потери российской стороны не превышают 10 %. Причем при возникновении сложностей с газом на мировом рынке, существенном повышении на нем цен на газ и довольно высоком уровне готовности российских месторождений (ситуация В) Россия сможет даже более эффективно распорядиться своим газом. Это позволит ей получить от проекта даже несколько больше, чем намечалось (2627 млрд дол.). При этом Россия выполнит все свои договоренности на тех условиях, которые были зафиксированы в проекте: если цены были зафиксированы, то газ будет поставляться по меньшим ценам, чем текущие цены мирового рынка. Но это все справедливо, если при решении вопроса о судьбе проекта будет отдано предпочтение консолидированому варианту. Во всяком случае при автономном варианте Россия может потерять при изменении условий от 30 до 60 % всех ожидаемых доходов.

Отметим, что даже для китайской стороны (в рамках рассматриваемых условий) более надежным в большинстве случаев также выступает консолидированный вариант. При автономном варианте доходы китайской стороны практически в 2 раза больше, чем при консолидированном. Но как только начинается реализация проекта, изменение спроса на газ в мире либо затруднения с поставкой газа с отдельных месторождений в России (с Ковыкты, из Западной Сибири или Красноярского края) сразу же сказываются на сокращении доходов и китайской стороны (от 30 до 50 %). Вместо чуть ли не 16 млрд дол. они заработают на проекте при незначительных сбоях в поставках всего лишь 9-10 млрд дол. Зато если бы была построена одна труба, в которую поступает газ с разных российских месторождений, они вообще бы не заметили этих сбоев в процессе реализации. Они должны были получить 7 млрд дол. от этого проекта, они бы и получили эти же самые 7 млрд дол. Причем китайская сторона оказывается еще более уязвимой к возникновению временного дефицита на газовых рынках (ситуация Б). И эта уязвимость проявляется более остро при гарантируемых, казалось бы, вариантах поставки газа в Китай, когда они настаивают на строительстве не одного, а нескольких трубопроводов.

С позиции интересов отдельных субъектов Российской Федерации вариант создания единой консолидированной трубы также более предпочтителен. Анализ результатов экспериментальных расчетов показывает, что субъектам РФ не стоит питать особых иллюзий по поводу предпочтительности самостоятельного, автономного, «самостийного» выхода на мировой рынок. Если регион предпочитает вариант самостоятельного, изолированного выхода «своей» трубы на мировой рынок, то он действительно будет мало зависеть от своих соседей, от тех условий, которые будут пытаться устанавливать регионы за пропуск «соседского» газа по своей территории. Но они должны быть готовы заплатить за такое спокойствие более низкими доходами, которые они могут получить, и повышенной неустойчивостью ситуации у себя в регионе. Это связано с тем, что любое изменение на внешних рынках (возникновение дефицита газа на другом конце страны, сдвиги в поставках газа из соседних регионов, происходящие в связи с этим изменения цен и др.) будет заметно сказываться на наполнении их местных бюджетов. Наполняемость местных бюджетов, доходы фирм, осуществляющих добычу и переработку газа, его транспортировку существенно снижаются при ориентации на автрактный, изолированный путь выхода на мировой рынок. Потери субъектов Федерации меньше, если они объединены, консолидированы. Мало того что абсолютно не уменьшаются объемы поступления средств, но и при возникновении осложнений бюджеты отдельных субъектов теряют существенно меньше по сравнению с автономным вариантом. В противном случае поступления могут снизиться чуть ли не в 2 раза.

Требование соблюдения договоренностей об уровне цен на газ наименее рискованно при ориентации на консолидированный вариант. Например, как показывают результаты экспериментальных расчетов, при повышении текущего уровня цен дисконтированные российские доходы при реализации газового проекта будут, естественно, меньше. Так большие объемы газа поставляются по «старым» ценам[52]52
  Да, при консолидированном варианте Россия вместо 25 млрд дол. получит всего 23 (ситуация А) или вообще всего 20 млрд дол. (ситуация В). Российский бюджет, бюджеты субъектов Федерации недосчитаются порядка 2–5 млрд дол., которые могли бы получить при реализации по фьючерсным сделкам.


[Закрыть]. Но потери бюджетов могут составить не 2–5 млрд дол., а существенно больше – 1215 млрд дол., если будет обеспечена полная автономность выхода российского газа с разных месторождений на рынок стран Восточной Азии. В этом случае при существенном повышении цен (на 20 %) Россия в целом недополучит 30 % доходов, которые могла получить (всего 9 вместо 13 млрд дол.). А ведь при этих же самых условиях (ситуация В), практически не прикладывая никаких усилий, она могла бы получить дополнительно 7 млрд дол., теряя при этом всего 10 % от повышения цен на газ. Правда, для этого нужно было бы заранее, еще при подписании газового проекта настоять на объединении газовых ресурсов отдельных регионов и приступить к созданию единой газопроводной системы для выхода российского газа в Восточную Азию. Если же этого не удастся сделать, то любое изменение цен на мировом рынке будет оборачиваться потерями недополученных доходов на уровне 20–50 %.