Похожая картина, совсем далекая еще от недавних предсказаний о скором закате нефтегазовой отрасли, и на газовом рынке. Иран может производить 370 млрд кубометров очень дешевого газа, точка безубыточности добычи которого находится на отметке около 45 долларов за 1000 кубометров, что почти в десять раз меньше цены газа и на европейском, и на азиатском рынках, по отношению к которым Иран в придачу очень выгодно географически расположен. Схожие с Ираном цифры дает и Катар, по сути, делящий с Ираном одно огромное месторождение, которое по извлекаемым запасам больше нашего Уренгойского в два с лишним раза. Эта крошечная страна может поставлять на рынок до 285 млрд кубометров газа. Огромные месторождения, сопоставимые с российскими, имеет небольшая Туркмения. Если она решит проблемы с сернистостью газа, то сможет поставлять в Китай, с которым ведет совместный проект, до 150 млрд кубометров. Еще один потенциально крупный поставщик — Австралия. Страна усиленно, не считаясь с затратами на преодоление проблем, связанных с более сложной геологической структурой и решением экологических задач, выстраивает шельфовую инфраструктуру в кластере North-West Slope и потому заинтересована в сохранении цен, близких к высоким европейским, планируя поставлять к 2040 году свыше 175 млрд кубометров в год.
Коренное отличие газового сегмента от нефтяного в том, что на нем не складывается единая цена по нескольким маркерам по типу нефти (к примеру, WTI и Brent), и газовые цены значительно — даже кратно — могут отличаться от региона к региону. Дело в транспортной составляющей: в цене нефти она не превышает 5% стоимости, цена же доставки газа составляет примерно половину его конечной стоимости при транспортировке морем (газ необходимо сжижать, перевозить, а затем произвести обратную процедуру). В цене трубопроводного газа логистика может превышать 70–80%, как, например, прогнозируется в случае с нашим «Южным потоком». Мы можем несколько снизить свою зависимость от газопроводов за счет увеличения доли СПГ, которая сейчас составляет менее 10% нашего экспорта, но в любом случае от внутреннего транспортного плеча нам никуда не деться — топливо до заводов по сжижению, располагающихся обычно у морских портов, по-другому не довезти от места добычи. Пора озаботиться и строительством собственного газовозного флота.
Тонкая настройка
Все эти студенческие истины означают, говорит Татьяна Митрова, что Россия становится все более чувствительной к негативным изменениям рыночной конъюнктуры, которые ведут — и это при росте спроса на первичную энергию к 2040 году на 46%! — если не к спаду, то к закреплению цен, и в любом случае к падению маржи компаний и поступлений в бюджет. Снижение энергетического экспорта начнется уже после 2015 года, в 2015–2020-м прекратится рост доли нефти и нефтепродуктов в энергетическом экспорте страны, который мы наблюдали в последние годы. Только в 2030–2040 годах суммарный экспорт углеводородов (включая уголь) по объему поставок может вернуться к уровню 2010 года, что означает при сопоставимых с сегодняшними ценах сохранение нынешнего объема экспортных поступлений. Российский ТЭК в целом, долгое время тащивший на себе экономику, будет выполнять эту роль и в текущем десятилетии, но его вклад в ВВП сократится с 29% в 2010 году до 16% к 2040-му. Более оптимистичные цифры дает сценарий «Другая Азия», согласно которому поднять наш углеводородный экспорт на 20% могут китайцы и индийцы, но для этого нам надо активнее выходить на рынки АТР.
«Чтобы не быть выдавленными с рынка, — говорит академик Алексей Макаров, — необходимы жесткий расчет экономической эффективности нефтегазовых проектов, контроль затрат по всей цепочке поставок углеводородов, а также правильная оценка возможных рисков, то есть нужна такая организация бизнес-процессов в отрасли, чтобы перекрывать дорогу чрезмерным затратам». Вложенные в дорогостоящие экспортные трубопроводные проекты средства делают нашу страну заложницей даже не очень сильных колебаний рыночной конъюнктуры и ослабляют ее переговорные позиции, ухудшая геополитическое положение России в целом. «Тот же “Газпром” может организовывать реализацию проектов не так разухабисто, как, например, газопровода Сахалин—Хабаровск—Владивосток, который обошелся стране в 10 миллиардов долларов, притом что он еще не скоро заработает на полную мощность, и было бы на порядок дешевле организовать здесь производство и транспортировку СПГ во Владивосток из Сахалина, — считает академик. — Нужно еще иметь в виду, что доля в общей добыче жирного газа, который требует дополнительной переработки, увеличится с 66% в 2010 году до 95% в 2040-м, а значит, необходимо опережающее развитие нефтехимии, от чего тот же “Газпром” пока уклоняется, а ведь это богатейшие ресурсы и очевидные возможности для увеличения его конкурентоспособности».