Интеграционные возможности для российских энергетических компаний в условиях развития ЕАЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.14, кандидат наук Иллерицкий Никита Игоревич

• Иллерицкий Никита Игоревич
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Иллерицкий Никита Игоревич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕОРИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ИНТЕГРАЦИИ

1.1 Зарубежные теоретические концепции экономической интеграции

1.2 Отечественные подходы к изучению экономической интеграции

1.3 Корпоративные аспекты экономической интеграции

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ РОССИЙСКИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЙ НА РЫНКАХ ГОСУДАРСТВ-ЧЛЕНОВ ЕАЭС

2.1 Анализ социально-экономического развития государств-членов ЕАЭС

2.2 Анализ развития ТЭК государств-членов ЕАЭС

2.3 Анализ положения российских энергетических компаний в ТЭК государств-

членов ЕАЭС

ГЛАВА 3. ВЫЗОВЫ, ВОЗМОЖНОСТИ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ ДЛЯ РОССИЙСКИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ИНТЕГРАЦИИ ЕАЭС

3.1 Особенности и черты экономической интеграции ЕАЭС в контексте развития Евразийского пространства и формирования Большой Евразии

3.2 Вызовы и ограничения для российских нефтегазовых компаний в условиях экономической интеграции ЕАЭС

3.3 Предложения по развитию деятельности российских нефтегазовых компаний с

учетом использования возможностей экономической интеграции ЕАЭС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

149

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интеграционные возможности для российских энергетических компаний в условиях развития ЕАЭС»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы диссертационного исследования. Процессы глубокой трансформации мировой экономической системы, неопределенность стратегических направлений мирового экономического развития, политическая и экономическая нестабильность периода 2010-х - 2021-го гг., включая кризис, вызванный пандемией СОУГО-19, свидетельствуют о необходимости поиска новых моделей развития. В этой связи высокую важность приобретают процессы реорганизации экономико-географического потенциала в Евразии, осуществляемые при активном участии Российской Федерации путем экономической интеграции в рамках Евразийского экономического союза (ЕАЭС). ЕАЭС занимает особое место в ряду интеграционных объединений мира. Евразийская интеграция - уникальный, комплексный и сложный процесс, протекающий, с одной стороны, в условиях экономико-географического наследия постсоветского пространства, а с другой - в условиях современной глобальной экономики. Поэтому экономическая интеграция ЕАЭС требует новых научных подходов и инструментов для изучения.

В период с 2015 г. органами ЕАЭС были приняты решения, определяющие основные направления и этапы развития топливно-энергетических комплексов государств-членов ЕАЭС. Для отечественных энергетических компаний, которые являются крупнейшими участниками ТЭК государств-членов ЕАЭС и интеграционных процессов, экономическая интеграция формирует изменения бизнес-среды. Эти изменения носят дуалистический характер, поскольку могут привести как к формированию более выгодных и комфортных условий для ведения экономической деятельности, так и существенно усложнить ее. В этой ситуации необходимо выполнить анализ вероятных последствий развития интеграционных процессов в топливно-энергетическом комплексе ЕАЭС для российских компаний энергетического сектора. Кроме того, необходима разработка предложений по адаптации экономической деятельности энергетических компаний к возможным

неблагоприятным изменениям на газовом, нефтяном и электроэнергетическом рынках России и других государств-членов ЕАЭС, что является актуальной научно-практической задачей.

Степень разработанности проблемы. В середине ХХ в. теоретическое обоснование процессов экономической интеграции было сформировано основоположниками европейских сообществ - Д. Митрани, Ж. Монне, Р. Шуманом, а систематизация опыта экономической интеграции и дальнейшее научное осмысление интеграционных процессов на межгосударственном и межрегиональном уровнях было выполнено в 1950-1970-е гг. Б. Балашша, Я. Вайнером, Э. Хаасом и другими. В области транснациональных компаний высокую значимость имеют признанные классическими труды Дж. Даннинга и Р. Вернона, а также более современные - А.М. Рагмана, Д. Кэнтуэлла, К. Кодзимы и Т. Озавы, Я. Юхансона. Корпоративные аспекты экономической интеграции подробно рассматриваются в исследованиях Р. Коуза, М. Уинстона, Е. Уильямсона и других. Альтернативный взгляд на движущие силы экономических и интеграционных процессов характерен для конструктивистов - А. Вендта, М. Финнемор и других.

Проблемы международной экономической и энергетической интеграции, международного экономического сотрудничества, динамики международных рынков энергоресурсов и экономического развития рассматриваются в работах таких ведущих российских ученых, как: С.В. Еремин, В.М. Грибанич, К.Н. Миловидов, Е.А. Телегина, И.Р. Томберг, И.А. Филькевич, Г.О. Халова, Ю.А. Щербанин, А.К. Шуркалин, и других. Тематика роли российских компаний в современных глобальных экономических процессах подробно раскрывается в трудах таких исследователей, как С.А. Афонцев, А.И. Громов, А.А. Дынкин, С.В. Жуков и других.

Основополагающими отечественными работами в области системного изучения интеграции и сравнительной интеграции являются общепризнанные работы М.М. Максимовой, И.П. Олейника, Ю.С. Ширяева, Ю.В. Шишкова, Ф.Н. Шевякова и других. Современные исследования энергетической интеграции

ведутся такими учеными, как О.В. Буторина, Е.Ю. Винокуров, А.М. Либман и другими.

Цель и задачи исследования. Цель диссертационной работы заключается в определении вызовов, ограничений и возможностей для российских энергетических компаний в условиях экономической интеграции ЕАЭС.

Исходя из цели диссертационного исследования, были решены следующие задачи:

1. Обобщить зарубежный и отечественный опыт исследования теории и практики экономической интеграции, включая корпоративные аспекты экономической интеграции;

2. Выполнить анализ основных показателей социально-экономического развития государств-членов ЕАЭС;

3. Проанализировать развитие топливно-энергетических комплексов государств-членов ЕАЭС;

4. Определить положение российских энергетических компаний в ТЭК государств-членов ЕАЭС, включая рынки природного газа, нефти и нефтепродуктов, а также электроэнергии;

5. Установить характерные особенности и черты экономической интеграции ЕАЭС, обусловленные экономико-географическими и геополитическими факторами формирования Большой Евразии в контексте развития Евразийского пространства;

6. Определить вызовы, ограничения и возможности для развития деятельности российских энергетических компаний в условиях экономической интеграции ЕАЭС.

Объектом исследования являются процессы корпоративной и экономической интеграции в Евразийском экономическом союзе.

Предметом исследования являются экономические отношения российских энергетических компаний в контексте развития их деятельности в государствах-членах ЕАЭС.

Область исследования. Диссертационное исследование соответствует Паспорту специальности 08.00.14 - Мировая экономика: п. 5. Интеграционные процессы в развитых и развивающихся регионах мирового хозяйства, закономерности развития этих процессов, оценка интеграционных перспектив различных торгово-экономических блоков, включая Евразийскую экономическую интеграцию; п. 23. Место и роль транснациональных корпораций в современной мировой экономике, их взаимодействие с национальными хозяйствами стран базирования и стран пребывания их зарубежных филиалов; п. 26. Внешнеэкономические интересы России на мировом рынке и в отношениях с отдельными странами и группами стран. Геоэкономические проблемы России, ее стратегические приоритеты и внешнеэкономические перспективы.

Научная новизна работы заключается в разработке концептуального подхода к деятельности российских энергетических компаний в условиях экономической интеграции Евразийского экономического союза, отличающегося учетом существующих и перспективных вызовов, ограничений и возможностей развития этой деятельности на основе одновременного анализа усилий государств Евразийского экономического союза и наднациональных регуляторов, с одной стороны, и усилий непосредственных участников интеграционных процессов в топливно-энергетическом комплексе - российских энергетических компаний, с другой стороны.

Основные положения и результаты исследования, выносимые на защиту и определяющие научную новизну:

- на основе научного обобщения зарубежных и отечественных исследований в области экономической интеграции, выполненного с учетом её корпоративных аспектов, уточнены способы взаимодействия корпораций и государств при их участии в интеграционных процессах в экономике, что позволило расширить научное представление о данных процессах;

- на основе анализа основных показателей социально-экономического развития и с учетом роли корпораций топливно-энергетического комплекса в экономиках государств-членов Евразийского экономического союза определены

факторы макроэкономической устойчивости этого союза и показаны основные тенденции социально-экономического развития государств-членов ЕАЭС;

- выявлены общие и особенные черты рынков газа, нефти и нефтепродуктов, а также электроэнергии государств-членов Евразийского экономического союза, выполнена оценка интеграционного потенциала данных рынков;

- сделаны выводы о положении российских топливно-энергетических корпораций на рынках природного газа, нефти и нефтепродуктов, а также электроэнергии государств-членов Евразийского экономического союза с учетом архитектуры, особенностей и механизмов регулирования данных рынков;

- выявлены характерные особенности и черты экономической интеграции ЕАЭС в условиях экономико-географических и геополитических факторов развития Евразийского пространства на современном этапе в контексте построения Большой Евразии;

- разработана классификация вызовов, ограничений и возможностей для развития деятельности российских энергетических компаний в государствах-членах Евразийского экономического союза в условиях экономической интеграции, позволяющая определять эффективные позиции по защите интересов этих компаний и направления активизации их деятельности в государствах-членах ЕАЭС.

Теоретическая значимость работы заключается в установлении характерных особенностей экономической интеграции ЕАЭС, обусловленных экономико-географическими и геополитическими факторами формирования Большой Евразии в контексте развития Евразийского пространства, а также в определении научно-обоснованных направлений развития российских энергетических компаний в ТЭК государств-членов ЕАЭС.

Практическая значимость работы заключается в формировании предложений по развитию деятельности российских энергетических компаний на рынках государств-участниц ЕАЭС и всей Евразии в целом с учетом возможностей и ограничений, возникающих в ходе формирования единых рынков энергии и энергоносителей в ЕАЭС. Исследование также может быть полезно органам власти

государств ЕАЭС, а также топливно-энергетическим компаниям, работающим на территории Союза. Материалы исследования могут быть использованы при проведении лекционных и семинарских занятий в ВУЗах.

Методология и методы исследования. В ходе выполнения научной работы были применены качественные и количественных методов научного исследования: системный, структурный, сравнительный. В работе также использованы методы анализа экономико-статистических данных, эконометрические методы, дедуктивный и индуктивный методы, метод аналогов и другие.

Информационная база исследования. В ходе выполнения исследования, диссертантом были использованы нормативно-правовые акты и материалы Евразийской экономической комиссии (ЕЭК), национальных статистических агентств и ведомств государств-членов ЕАЭС, публикации и открытую статистику российских энергетических компаний. Для теоретических и эмпирических исследований были использованы данные из сообщений международных информационных агентств и национальных СМИ, изучены аналитические материалы университетов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, МГУ, НИУ ВШЭ и др.) и исследовательских центров (ИМЭМО РАН им. Е.М. Примакова, ИНЭИ РАН, РСМД, АЦ при Правительстве РФ и др.).

Апробация и внедрение в практику результатов исследования осуществлены в рамках публикаций автора, а также докладов на следующих конференциях:

- VI Международная конференция «Сырьевой вектор развития газонефтехимии 2017», (Москва, 20.02.2017);

- IV Международная молодежная конференция «Россия в процессах перестройки мировой энергетики» (Москва, 27.04.2017);

- Корпоративная конференция ПАО «Газпром» «International Oil and Gas Contracts». Газпром Корпоративный Институт при участии ELS (Санкт-Петербург, 22.11.2017 - 24.11.2017)

- V международная конференция «Глобальная энергетическая трансформация: экономика и политика», (Москва, 15.12.2017);

- V международная молодежная конференция Центра энергетических исследований ИМЭМО РАН и Факультета международного энергетического бизнеса РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Мировая энергетика: основные тенденции, динамика, перспективы» (Москва, 27.04.2018);

- VI международная конференция Центра энергетических исследований ИМЭМО РАН и Факультета международного энергетического бизнеса РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Глобальные энергетические и экономические тренды» (Москва, 22.12.2018).

- VII международная конференция Центра энергетических исследований ИМЭМО РАН и Факультета международного энергетического бизнеса РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина «Мировая экономика и энергетика: драйверы перемен» (Москва, 13.12.2019).

Выводы и результаты исследования прошли апробацию в учебном процессе в ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина». Кроме того, результаты работы могут быть использованы энергетическими корпорациями в целях определения направлений перспективного развития и выработки эффективной позиции по защите интересов и адаптации компаний в процессе энергетической интеграции государств-членов ЕАЭС.

Публикации. Основные результаты диссертационного исследования изложены в 30 публикациях общим объемом 59,8 п.л. (из них авторских - 10,9 п.л.), в т. ч. в 25 статьях общим объемом 12,6 п.л. (из них авторских 5,8 п.л.), из которых 12 - в журналах из перечня ведущих рецензируемых научных журналов ВАК Минобрнауки России объемом 6,2 п.л. (из них авторских - 3,1 п.л.), а также 5 монографиях общим объемом 47,2 п.л., (из них авторских - 5,1 п.л.).

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов и рекомендаций, списка используемой литературы и приложения. Объем диссертационной работы составляет 164 страницы, включая 6 таблиц, 29 рисунков.

ГЛАВА 1. ТЕОРИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ИНТЕГРАЦИИ

1.1 Зарубежные теоретические концепции экономической интеграции

Анализ взаимодействия сложных и глубоких процессов, связанных с формированием и развитием интеграционных объединений во второй половине ХХ - начале XXI в. требует четкого и ясного понимания общей сущности экономической интеграции и ее специфического проявления в условиях отдельных регионов мира и на различных этапах социально-экономического развития. Изучение природы интеграционных процессов ведется уже продолжительное время. Еще на рубеже Х1Х-ХХ вв. в научных кругах стран Западной Европы впервые возникла и начала активно обсуждаться идея создания Пан-Европы или Соединенных Штатов Европы, т.е. интеграционные процессы рассматривались в первую очередь в составе политических процессов [30].

Термин «интеграция» для описания экономических процессов впервые был применен в промышленной отрасли с целью обозначить новые формы сотрудничества и взаимодействия фирм, таких как картели, концерны, тресты и слияния. Впервые это произошло в период 1930-1940-х годов. По мнению Ф. Махлупа [34], впервые в своих научных работах данный термин использовали Э. Хекшер, Г. Гедик и Г. фон Эйерн. Это весьма важное наблюдение, поскольку оно позволяет проследить дуализм экономической интеграции, имеющей, таким образом, как социально-политические, так и корпоративные корни. Это подтверждается рядом исторических примеров. В частности, Немецкий таможенный союз 1867 года (Цольферайн) отчасти способствовал частичному объединению Германии в 1871 году. Также в конце XIX века в Британской империи предлагались проекты по организации свободной торговли между метрополией и колониями, которые могли бы укрепить связи между частями империи, но данные проекты не были реализованы. Известно также, что одной из целей создания

Европейского экономического сообщества было предотвращение новой войны между Францией и Германией путем интеграции их экономик.

Важно также установить связь экономической интеграции с классической теорией сравнительных преимуществ. Данная теория была сформирована Д. Рикардо в первой четверти XIX века на примере Англии и Португалии. Она основана на сравнении предельных и альтернативных издержек при производстве одного и того же товара в различных странах [41]. Экономическая интеграция позволяет эффективнее реализовать сравнительные преимущества экономик государств, поскольку увеличение объемов торговли между государствами-членами интеграционных объединений может привести к экономическому росту, увеличению производительности труда и благосостояния государств-членов.

Первая попытка научного описания интеграционных процессов и политико-экономического дуализма интеграции применительно к странам Западной Европы принадлежит британскому исследователю Д. Митрани в середине ХХ-го века. В 1943 г. он опубликовал статью, в которой была обоснована нецелесообразность формирования надгосударственных управляющих органов, которые не соответствовали бы уровню развития экономического сотрудничества и связям между странами. Д. Митрани утверждал, что в первую очередь необходимо интегрировать экономические системы государств, и только потом формировать надгосударственные сообщества [124]. Это стало началом так называемого функционалистского подхода к процессу международной экономической интеграции, который вступил в известную научную дискуссию с федералистским подходом (последний представлял, в частности, генеральный комиссар Франции по вопросам модернизации и планирования Ж. Монне). Федералисты, наоборот, доказывали, что для успешной экономической интеграции сперва необходимо сформировать наднациональные управляющие органы [15]. Дискуссия федералистов и функционалистов которая привела в 1945-1950-х гг. к формированию Европейского объединения угля и стали и началу развития европейской интеграции по компромиссному плану министра иностранных дел Франции Р. Шумана. Данное разделение теорий интеграции до сих пор считается

основным в мировой экономике и политике. Необходимо отметить, тем не менее, огромное количество и многомерность сопутствующих теорий, школ и подходов, которые носят пограничный, взаимодополняющий характер (т.н. «мягкий федерализм» или «мягкий функционализм», теория «гибкой интеграции» и многие другие).

В более системном виде теория экономической интеграции была сформулирована европейскими и американскими экономистами-неолибералами. В частности, Д. Вайнер в 1950-х гг. установил характер влияния торговых барьеров на товарооборот и проанализировал изменения товарных потоков в результате изменения таможенных тарифов после создания экономического союза. Фактически, его работы легли в основу создания теории таможенного союза в его современном понимании, и остаются одной из основ теории экономической интеграции в целом [69]. Дальнейшая теория экономической интеграции была обобщена американским экономистом венгерского происхождения Б. Балашша в 1960-х годах. Он определил, что единый рынок со свободным перемещением экономических факторов через национальные границы в естественном порядке стимулирует не только дальнейшую экономическую, но и политическую интеграцию. Это приводит к тому, что экономические сообщества постепенно трансформируются в политические союзы. Уровень экономической интеграции согласно теории Б. Балашша разделяются на следующие ключевые этапы, ставшиеся на сегодняшний день общепринятыми в научной литературе: зона свободной торговли (ЗСТ), таможенный союз (ТЗ), общий рынок, экономический и валютный союз, а также полная экономическая интеграция. Различные этапы характеризуются различной глубиной вовлеченности отдельных отраслей экономики в интеграционные процессы и наличием наднациональных институтов [59].

В соответствии с классическим подходом Б. Балашша, целью ранних этапов интеграции является, как правило, сокращение торговых барьеров - импортных квот и тарифов - и увеличения торговли товарами и услугами друг с другом. Теория утверждает, что чистым результатом будет увеличение доходов и, в конечном

счете, благосостояния для всех участников интеграционного процесса. По мере развития интеграции государства устанавливают общую политику внешней торговли и в области конкуренции, что помогает сделать макроэкономическую среду более благоприятной для развития производственной кооперации и здоровой конкуренции между производителями товаров и услуг внутри интеграционного объединения. Общая политика внешней торговли при этом вполне допускает наличие импортных пошлин того или иного вида, а уровни налога с продаж и регулирования часто различаются в зависимости от страны. На определенном этапе развития интеграционного процесса начинают формироваться общие наднациональные регулирующие институты, и интеграция постепенно приобретает не только торгово-экономический, но и институциональный характер, что является принципиально новым этапом в развитии интеграционного объединения. Без активной деятельности надгосударственных институтов невозможно создание единого рынка и экономического (или валютно-экономического) союза, который подразумевает неограниченное и бестарифное перемещение факторов производства между государствами. В рамках единого рынка товары, услуги, капитал и рабочая сила могут свободно перемещаться между государствами без барьеров, свойственных национальным границам. Бизнес в таком случае получает преимущества от равномерного распределения факторов производства, что позволяет снижать издержки, повышать эффективность экономики и генерировать дополнительную добавленную стоимость. Свободное перемещение факторов производства требует унификации правил, норм и стандартов внутри интеграционного объединения, создания единой регуляторной и нормативной правовой базы. Кроме того, в результате расширения общего объема рынка возникают возможности использования эффектов масштаба [73].

Кроме того, создание единого рынка повышает конкуренцию внутри интеграционного объединения. Это препятствует процессам монополизации и может привести к уходу с рынка наименее эффективных компаний, однако в долгосрочной перспективе более эффективные компании будут извлекать выгоду, интенсивно развиваясь в более открытой и конкурентной среде за счет

вышеописанных эффектов и преимуществ. Необходимо учитывать, что переход к единому рынку может негативно отразиться на тех секторах национальной экономики, которые ранее пользовались государственной поддержкой и субсидиями. Потребители, в свою очередь, оказываются в выигрыше, поскольку более конкурентная среда, как правило, формирует более широкий ассортимент продукции по более низким ценам.

Экономический союз является следующим этапом интеграции, который состоит из единого рынка и таможенного союза. Государства-члены экономического союза формируют единую макроэкономическую политику как для внутреннего рынка своего объединения, так и единую политику и правила внешней торговли. Как правило, это приводит к дальнейшему росту экономической эффективности и укреплению экономических, политических и социально-культурных связей между странами [63]. Очередным этапом развития экономического союза является валютный союз, который подразумевает, как правило, создание единой валюты интеграционного объединения. Это заключительный и наиболее полный этап экономической интеграции, который создается через валютный торговый пакт и приводит укреплению политической интеграции.

Политическая интеграция необходима для того, чтобы экономический союз был наиболее эффективным, а экономический цикл всех участников данного союза был на одном этапе. Для достижения экономической гармонизации требуется усиление центрального контроля в целях проведения экономической политики в области борьбы с инфляцией и содействия стабильности. Вопреки тому, что это часто рассматривается как потеря политического суверенитета, необходимо устранить диспропорции и, следовательно, несправедливые преимущества в экономической сфере, чтобы обеспечить наилучшие условия для поощрения конкуренции и, следовательно, экономической эффективности.

К 1970-м гг. опыт развития интеграционных процессов в Европе способствовал дальнейшему развитию и уточнению теоретических концепций, во многом - сближению ранее антагонистических подходов: неолиберального (более

«функционалистского» с точки зрения западноевропейской мысли) и неокейнсианского (более федералистского). Представители неолиберальной школы (М. Алле, Б. Балашша, Э. Труман, С. Резник и другие) стали соглашаться с мнением о том, что взгляд на интеграцию лишь как на процесс отмены ограничений и барьеров в целях создания общего рынка в рамках группировки стран требует некоторой корректировки. Данные авторы стали признавать необходимость государственного регулирования отдельных сфер и отраслей с помощью согласования экономической политики правительств. Цель регулирования -предотвратить негативные последствия спадов производства, структурных кризисов и других факторов в условиях свободной рыночной экономики.

Представители противоположных течений - неокейнсианцы и дирижисты (Р. Харрисон, Р. Боун, Дж. Пиндер, и другие) также снизили категоричность подходов, согласно которым интеграция рассматривалась как процесс формирования государствами общей экономической политики с целью последующего перехода к наднациональным формам управления. Опыт и проблемы развития европейских экономических сообществ в 1950-1970-х гг., показал, что такой переход не может состояться в короткий срок и требует гораздо более высокого уровня экономических взаимосвязей. Ими была сформирована концепция управляемой интеграции, которая подразумевает комплексный взгляд на интеграционные процессы с учетом как рыночных факторов, так политических процессов при согласовании единой экономической политики [64]. Характерно и то, что сформировалось понимание о возможности достижения целей интеграции не только на надгосударственном, но и на межгосударственном уровне.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Иллерицкий Никита Игоревич, 2022 год

Источник: [60]

В 2020 г. совокупный объем добычи газа в государствах, входящих в ЕАЭС, превысил 748 млрд куб. м., что было меньше показателя 2019 г.практически на 5 млрд куб. м. Доля России в общем объеме добычи природного газа в ЕАЭС превысила 92%. Увеличение объемов добычи было достигнуто за счет освоения новых нефтегазоносных провинций и крупнейших месторождений (в частности, Бованенковского НГКМ), а также мероприятий по наращиванию добычи в традиционных районах (Уренгойское месторождение и другие) (рисунок 11). 800 700 600 500 400 300 200 100 0

Армения Беларусь Казахстан Кыргызстан Россия

Добыча ■ Потребление

Рисунок 11 - Добыча и потребление природного газа в странах ЕАЭС в 2020 гг.,

млрд куб. м.2

Источник: [25,45, 136].

Примечание: Для Казахстана в показателях добычи и потребления учтены объемы обратной закачки.

В 2020 г. объемы добычи природного газа в Казахстане составили 55,1 млрд куб. м., или более 7% от общей добычи газа в ЕАЭС. Стоит отметить, что основные объемы добываемого в Казахстане газа приходятся на попутный газ, получаемый в

2 Статистические данные из официальных источников государств-членов ЕАЭС в части сопоставимых показателей ТЭК государств-членов ЕАЭС публикуются с задержкой. Наиболее актуальные фактические данные, опубликованные ЕЭК, относятся к 2017-2018 г. Данные индикативных нормированных балансов ТЭБ в работе не учитываются, поскольку являются оценочными.

ходе нефтедобычи. Около 3/4 разведанных в Республике Казахстан запасов природного газа приходятся на крупнейшее газовое месторождение Карачаганак.

Объемы потребления природного газа в государствах, входящих в интеграционное объединение, за 2019-2020 гг. снизились более, чем на 17 млрд куб. м. или более, чем на 3% до чуть более 528 млрд куб. м. природного газа, что было вызвано пандемией СОУШ-19 и падением объемов промышленного производства.

Хотелось бы отметить, Российская Федерация и Республика Казахстан являются нетто-экспортерами природного газа как на рынки стран ЕАЭС, так и в зарубежные страны. Уровень ориентации на экспорт в газовой сфере России и Казахстана оценивается в 34,8% и 19,2% соответственно. Примечательным является тот факт, что Российская Федерация и Республика Казахстан осуществляют взаимную торговлю природным газом. Казахстан закупает российский газ для обеспечения газом северных регионов республики, которые не имеют доступа к ключевых газодобывающим районам, а Россия закупает казахстанский газ для обеспечения деятельности газоперерабатывающего завода в г. Оренбург (рисунок 12).

20 18 16 14 12 10 я

о 6 4 2 0 1 В Арм

Из России Из Казахстана ению ■ В Беларусь ■ В Казахстан ■ В Кыргызстан ■ В Россию

Рисунок 12 - Взаимные поставки природного газа в ЕАЭС в 2020 г., млрд куб. м. Источник: [25,45, 136].

Армения и Беларусь внутренние потребности в природном газе преимущественно обеспечивают за счет России. Беларусь импортирует только российский газ, а Армения - также газ из Ирана по схеме «газ в обмен на электроэнергию». Казахстан импортирует газ из Узбекистана и осуществляет экспорт в Россию, Китай и Киргизию. Потребности Кыргызской Республики в природном газе обеспечиваются в большей части благодаря поставкам природного газа из Казахстана и незначительно - экспортом из третьих стран.

Стоит отметить, что Российскай Федерация осуществляет импорт природного газа только из Республики Казахстан - по данным за 2020 г. порядка 13 млрд куб. м. Собственная добыча в России позволяет обеспечить внутреннее потребление и отправлять более трети добытого внутри страны газа на экспорт во все государства-члены ЕАЭС (30,4 млрд куб. м в 2020 г.) и вне ЕАЭС. Основная часть экспортных поставок вне ЕАЭС осуществляется в страны Европы трубопроводным транспортом, небольшая часть поставляется в страны Закавказья, также посредством трубопроводов. Осуществляется экспорт СПГ с двух российских заводов («Сахалин-2» и «Ямал СПГ»), с 2020 г. начались поставки по магистральному газопроводу (МГ) «Сила Сибири» в КНР.

Таким образом, мы можем подвести итог о том, что ключевыми игроками на рынках природного газа стран, входящих в ЕАЭС, являются Российская Федерация, Казахстан и третьи страны. При чем, потребности Белоруссии, Армении и Киргизии в природном газе практически полностью формируются благодаря российским поставкам.

Нефтяная отрасль

На долю стран, являющихся членами Евразийского экономического союза, приходится около 8% от мировых запасов нефти или порядка более, чем 18,5 млрд т. нефти, в которых на долю России приходится около 80% от запасов нефти стран ЕАЭС, более 19% на Казахстан и незначительная доля на оставшиеся страны ЕАЭС (рисунок 13).

10,00% 9,00% 8,00% 7,00% 6,00% 5,00% 4,00% 3,00% 2,00% 1,00% 0,00%

Рисунок 13 - Запасы нефти в странах ЕАЭС по сравнению с мировыми запасами в

2000-2020 гг., %

Источник: [60]

Хотелось бы отметить, что из-за последствий пандемии СОУШ-19, показатели в 2020 г. добычи и потребления снизились. В 2019 г. добыча нефти странами ЕАЭС превысила 652 млн т., а её потребление составило практически 330 млн т. или чуть более 50% от его добычи, что свидетельствует о экспортной ориентированности нефтедобычи в странах Союза.

Согласно данным за 2020 г., на долю России пришлось более 85% добычи нефти в ЕАЭС - или около 513 млн т., на долю Казахстана пришлось чуть более 14% от общих объемов добычи в ЕАЭС или порядка 86 млн т. Стоит отметить, что рост уровня нефтедобычи в РФ преимущественно связан с освоением новых крупных месторождений Восточной Сибири, включая Ванкорское НГКМ на севере Красноярского края. Добыча в Казахстане возросла благодаря увеличению коэффициента извлечения за счет обратной закачки в нефтяные пласты добываемого попутного газа на крупных месторождениях (Карачаганак, Тенгиз и Кашаган).

2000

2010

Казахстан Россия

2020

Потребление нефти в государствах-членах ЕАЭС за 2020 г. достигло превысило 310,2 млн т, в том числе - около 275 млн т - в России и более 17 млн т - в Казахстане (рисунок 14).

600 500 400

зоо

j\J\J

zuu 1 nn

I \J\J

и Армения Беларусь Казахстан Кыргызстан i Добыча ■ Потребление Россия

Рисунок 14- Добыча и потребление нефти в странах ЕАЭС в 2020 гг., млн т. Источник: [25,45, 136].

Следует отметить, что Российская Федерация, а также Республика Казахстан, являясь нетто-экспортерами нефти, осуществляют ее реализацию не только в рамках ЕАЭС, но также и за счет поставок в третьи страны. В связи с чем, следует выделить высокую степени экспортной ориентации экономик данных стран, направленной на реализацию нефти. Для Российской Федерации экспорт нефти составил порядка 50% от добычи, для Казахстана же - более 80%. (таблица 1).

Таблица 1 - Взаимные поставки нефти в ЕАЭС в 2019 г., млн т

Направление поставок Из Казахстана Из России

В Армению - -

В Беларусь - 24,0

В Казахстан — -

В Киргизию - <0,1

В Россию 0,5 —

Источник: [25,45, 136].

В связи с тем, что в Республике Армения отсутствуют как запасы нефти, так и перерабатывающие мощности, страна не участвует во внешней торговле нефтью и нефтепродуктами. Республика Беларусь в полной мере обеспечивает собственные потребности в нефти за счет поставок из Российской Федерации в рамках Соглашения [12], по которому предусмотрены поставки в Республику Беларусь 24 млн т российской нефти ежегодно, из которых Беларусь обязуется переработать не менее 18 млн т. Также Беларусь является страной транзита для поставок российской нефти в страны Европы (нефтепровод «Дружба»).

Казахстан импортирует сырую нефть только в рамках своповых операций с Россией3. Собственная добыча нефти в Казахстане более чем в 5 раз превышает потребности страны, что формирует значительный экспортный потенциал. Большую часть экспорта нефти Казахстан осуществляет в страны дальнего зарубежья.

Потребности Киргизии в сырой нефти почти на 70% покрываются за счет собственной добычи, оставшуюся нефть (менее 100 тыс. т в год) Киргизия импортирует из России. В рамках двустороннего соглашения между Российской Федерацией и Республикой Кыргызстан предусмотрены поставки в размере до 450 тыс. т нефти в год, однако в связи с отсутствием магистральных нефтепроводов на территории Киргизии и высокой стоимостью железнодорожной логистики нефтяного сырья из России, данные объемы не выбираются принимающей стороной.

Россия импортирует нефть только из Казахстана в небольших количествах. Собственная добыча позволяет обеспечивать как внутреннее потребление, так и экспортировать нефть в Беларусь и вне ЕАЭС. Основная часть экспортных поставок нефти из России осуществляется в страны Европы.

3 Поставки нефти из России в Казахстан осуществляются в объеме, необходимом для снабжения сырьем Павлодарского НПЗ. В то же время Казахстан в рамках своповых договоренностей аналогичными по объему поставками со своей территории обеспечивает обязательства российских компаний ПАО «Газпром нефть» и ПАО «НК «Роснефть» по экспорту нефти в Китай.

В 2019 г. производство нефтепродуктов4 в государствах-членах ЕАЭС превысило 205 млн т.н.э. При чем, доля России в данном производстве превысила 87% (или чуть менее 181 млн т.н.э.), доля Белоруссии превысила 7% и практически составила 15 млн т.н.э., на долю Казахстана же пришлись оставшиеся чуть менее 6% или более 11 млн т.н.э. Потребление же нефтепродуктов в странах ЕАЭС в 2019 г. выросло более, чем на 2 млн т.н.э.

Россия и Беларусь осуществляют экспорт нефтепродуктов как на рынки стран, входящих в Союз, так и в третьи страны, Казахстан - только в третьи страны. Беларусь поставляет нефтепродукты в Россию (468,1 тыс. т н.э.) и Казахстан (24,9 тыс. т н.э.), Россия - во все государства - члены ЕАЭС.

Снижение объема российских поставок нефтепродуктов на рынки государств-членов ЕАЭС обусловлено текущими тенденциями развития нефтеперерабатывающей отрасли Казахстана и Беларуси. Модернизация НПЗ Казахстана, завершенная в 2018 г., позволяет наращивать выпуск нефтепродуктов до уровня, удовлетворяющего внутренний спрос на автобензин, и значительно снизить импорт дизельного топлива и керосина, традиционно поставляемых из РФ.

Со второго квартала 2015 г. Республика Беларусь активно наращивала беспошлинный импорт российских нефтепродуктов, которые, как правило, в дальнейшем реэкспортировались в страны Европы. В сложившейся ситуации российский бюджет недополучал значительные объемы таможенных пошлин. 10 октября 2018 г. Российская Федерация и Республика Беларусь подписали протокол к межправительственному соглашению, согласно которому до конца 2019 г. предусматривался запрет на ввоз российских нефтепродуктов в Беларусь (кроме отдельных фракций, не производящихся в Беларуси).

Электроэнергетическая отрасль

В 2020 г. по сравнению с 2019 г. объем установленных электроэнергетических мощностей в ЕАЭС вырос на 2,3 ГВт или практически на

4 В рамках индикативных балансов ТЭР Евразийская экономическая комиссия публикует данные по 4 категориям нефтепродуктов: бензин, дизельное топливо, керосин и мазут.

1% с 279,5 ГВт в 2019 г. до 281,8 ГВт в 2020 г. Причем, на долю Российской Федерации пришлось 87,1% от установленных в ЕАЭС мощностей (рисунок 15).

Россия

Кыргызстан I

Казахстан

Беларусь ' Армения I

50

100 150

■ 2020 И2019

200

250

300

Рисунок 15 - Установленная мощность электростанций в ЕАЭС, ГВт Источник: [25,45, 136].

Выработка электроэнергии в ЕАЭС в 2019 г. составила 1 180,2 ТВт-ч. В 2020 г. показатели выработки электроэнергетической отрасли государств-членов ЕАЭС сократились в условиях пандемии, как и большинство других показателей ТЭК (рисунок 16).

Россия

Кыргызстан ® Казахстан

Беларусь '

Армения '

200

400 600

■ 2020 12019

800

1000

1200

Рисунок 16 - Выработка электроэнергии в ЕАЭС, ТВт-ч Источник: [25,45, 136].

Россия и Киргизия экспортируют электроэнергию как на рынки государств-членов ЕАЭС, так и в третьи страны, Казахстан - только на рынки ЕАЭС, Армения и Беларусь - только в третьи страны. Россия поставляет электроэнергию в Беларусь и в Казахстан, Казахстан - в Россию и в Киргизию, из Киргизии идут небольшие поставки электроэнергии в Казахстан (рисунок 17).

I

Из России Из Казахстана Из Кыргызстана

В Армению ■ В Беларусь ■ В Казахстан I В Кыргызстан ■ В Россию

Рисунок 17 - Взаимные поставки природного газа в ЕАЭС в 2020 г., млрд куб. м. Источник: [25,45, 136].

Одно из ключевых значений в торговом обороте государств ЕАЭС занимают поставки электроэнергии:

- Россия поставляет электроэнергию в Беларусь, используя мощности объединенных энергосистем Центра РФ5;

- Поставки электроэнергии из России в Казахстан осуществляются с двух ОЭС - Уральской и Южной6.

5 В ОЭС Центра РФ входят ключевые генерирующие мощности, принадлежащие ПАО «Мосэнерго», а также ПАО «Оптовая генерирующая компания № 2» (Рязанская и Череповецкая ГРЭС).

6 В ОЭС Урала и Юга РФ входят генерирующие мощности ПАО «Оптовая генерирующая компания № 2», которым относятся Сургутская ГРЭС-1, Троицкая и Серовская ГРЭС на Урале, Адлерская и Грозненская ТЭС, Ставропольская и Новочеркасская ГРЭС на Юге.

Только в двух государствах - членах ЕАЭС (в Армении и России) есть электростанции всех видов (ТЭС, АЭС, ГЭС и ВИЭ) (рисунок 18).

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Армения Беларусь Казахстан Киргизия Россия

Рисунок 18 - Структура установленных мощностей электростанций в государствах - членах ЕАЭС по видам в 2020 г., % Источник: [25,45, 136].

В Армении основную часть мощностей составляют ГЭС, но большая часть электроэнергии вырабатывается на АЭС, чуть меньшее количество электроэнергии вырабатывается на ГЭС и на ТЭС. В России основная часть электроэнергии производится на ТЭС, а на АЭС и ГЭС приходится чуть более 30% всей выработки. В Беларуси и в Казахстане отсутствуют АЭС, а более 90% электроэнергии производится на ТЭС, остальная часть - на ГЭС и ВИЭ. В Киргизии основу выработки составляют ГЭС (более 75%), остальная электроэнергия производится на ТЭС (Рисунок 19).

В целом, ЕАЭС обладает достаточно развитым и диверсифицированным топливно-энергетическим комплексом. По данным ЕЭК, доля ТЭК в структуре ВВП государств-членов ЕАЭС составляет около 17%, доля ТЭК в промышленном производстве - около 33% [45]. Однако необходимо отметить, что только у России и Казахстана имеются достаточные запасы собственных топливно-энергетических ресурсов. При этом потоки взаимной торговли ТЭР между государствами-членами ЕАЭС невелики и направлены исключительно на обеспечение объективных потребностей стран нетто-импортеров - Армении, Киргизии и Беларуси - в

ВИЭ ГЭС АЭС ТЭС

энергетических ресурсах. Емкость энергетических рынков данных стран ограничена макроэкономическими факторами, и поставки российских нефтегазовых компаний на эти рынки носят во многом социально-ориентированный характер. Рассмотрим положение российских энергетических компаний в ТЭК государств-членов ЕАЭС более подробно.

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Армения Беларусь Казахстан Киргизия Россия

Рисунок 19 - Структура выработки электроэнергии в государствах - членах ЕАЭС

по видам в 2020 г., %

Источник: [25,45, 136].

2.3 Анализ положения российских энергетических компаний в ТЭК государств-членов ЕАЭС

На сегодняшний день наблюдается увеличение числа компаний из Российской Федерации, которые ведут деятельность зарубежом. Помимо обеспечения экономического роста страны, это открывает новые рынки для реализации продукции из РФ, а также позволяет использовать новые возможности, направленные на формирование новых производств в данных странах.

Анализ ключевых показателей деятельности отечественных нефтегазовых компаний свидетельствует о росте их участия в энергетических проектах

виэ

ГЭС АЭС

тэс

зарубежом, а также привлечении иностранных энергетических компаний в проекты, реализуемые в Евразийском экономическом союзе. Отечественные нефтегазовые компании заинтересованы в реализации продукции, произведенной в России, а также их транспортировке по территориям стран, входящих в Союз на зарубежные рынки. Из них можно выделить следующие маршруты:

- Магистральный газовый трубопровод - «Ямал - Европа», важность которого обусловлена необходимостью поставок российского природного газа на рынок государств ЕС по территории Белоруссии. Пропускная способность газопровода составляет порядка 33 млрд куб. м. ежегодно.;

- Магистральный нефтепровод «Дружба» или северный маршрут, который аналогично «Ямал - Европа» обеспечивает транзит российской нефти по территории Белоруссии;

- Транспортировка нефтепродуктов с использованием железнодорожной инфраструктуры, маршруты проходят по территории Казахстана в другие страны Центрально-Азиатского региона, а также в Афганистан.

Положение энергетических компаний на рынках газа государств-членов ЕАЭС

Крупнейшим рынком газа среди государств-членов ЕАЭС обладает Россия. Основные добычные активы в России, дающие около 70% суммарной добычи газа в стране, сконцентрированы у Группы Газпром (таблица 2). Основными конкурентами Группы Газпром выступают ПАО «НОВАТЭК» и нефтяные компании, осуществляющие добычу попутного нефтяного газа и природного газа на газонефтяных месторождениях в рамках добычи нефти, - «независимые поставщики газа» (НПГ). Наибольшие среди НПГ доли в структуре добычи газа в России имеют:

- ПАО «НОВАТЭК» - 7% (без учета проекта «Ямал СПГ»);

- ПАО «НК «Роснефть» - 7%;

- ПАО «ЛУКОЙЛ» - 3%.

Добытый НПГ газ поступает в газотранспортную систему (ГТС), единственным владельцем и оператором которой в России является ПАО «Газпром», осуществляющее недискриминационный доступ НПГ к ГТС в соответствии с национальным законодательством. Цена реализации газа для оператора ГТС регулируется государством, для остальных производителей газа цены определяются на бирже в ходе торгов.

Таблица 2 - Ключевые компании на рынках газа государств ЕАЭС

Государство ЕАЭС Компании Прочие компании

Армения • ЗАО «Газпром Армения» - транспортировка и распределение газа (собственник ГТС Армении) • ООО «Трансгаз» - транспортировка и хранение газа • ООО «Бутан» - газификация сжиженным газом • ООО «Автогаз» - рынок газомоторного топлива (АГНКС)

Беларусь • ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» -транспортировка и распределение газа (собственник ГТС Беларуси) • ПО «Белоруснефть» • ГПО «Белтопгаз»

Казахстан • ПАО «Газпром» - участие в освоении Центрального НГКМ в северной части Каспийского моря (совместно с ПАО «ЛУКОЙЛ» и НК «КазМунайГаз») и трансграничного Имашевского ГКМ (совместно с НК «КазМунайГаз») • ТОО «КазРосГаз» - добыча и переработка газа • НК «КазМунайГаз» • Chevron Corporation • Royal Dutch Shell PLC • Eni S.p.A • ПАО«ЛУКОЙЛ» • CNPC • прочие

Киргизия • ОсОО «Газпром Кыргызстан» (собственник ГТС Киргизии) • Gazprom International - ГРР на площадях «Кугарт» и «Восточный Майлису - IV»

Россия • ООО «Газпром добыча Ямбург» • ООО «Газпром добыча Уренгой» • ООО «Газпром добыча Надым» • ООО «Газпром добыча Ноябрьск» • прочие • ПАО «НОВАТЭК» • ПАО «НК «Роснефть» • ПАО«ЛУКОЙЛ» • ПАО «Сургутнефтегаз» • прочие

Источник: составлено автором на основе данных рассматриваемых компаний.

Вторым по объему является рынок газа Казахстана. В отличие от России, в Казахстане отсутствует биржевая торговля газом, и все цены производителей регулируются государством. В газодобыче значительно присутствие иностранных нефтегазовых компаний, а доля государственной компании НК «КазМунайГаз» составляет всего 19%. Крупнейшими по объемам добычи иностранными компаниями в Казахстане являются Chevron Corporation - 27%, Royal Dutch Shell PLC - 15% и Eni S.p.A. - 13%.

Единственным владельцем и оператором магистральных газопроводов в Казахстане является государственная компания АО «КазТрансГаз» (дочернее предприятие НК «КазМунайГаз»). Разные части казахстанской ГТС эксплуатируются Управлениями магистральных газопроводов (УМГ) -подразделениями компании АО «КазТрансГаз» (некоторые несколькими) (рисунок 20).

ГТС Казахстана является единственной на территории ЕАЭС ГТС, не принадлежащей Группе Газпром (рисунок 21). В то же время она тесно интегрирована с ГТС России. ПАО «Газпром» с целью оптимизации технологических процессов, оптимизации транспортных потоков и загрузки ГТС ЕСГ, а также поддержания отношений стратегического партнерства с государствами региона осуществляет импорт газа из Казахстана, а также Узбекистана с использованием ГТС Казахстана, в общей сложности, до 15 млрд куб. м в год. С мая 2019 г. в Россию также возобновлен транзит газа из Туркменистана через территорию Казахстана с использованием системы магистральных газопроводов «Средняя Азия - Центр», объем транзита по итогам года может достичь 5-7 млрд куб. м.

Рисунок 20- УМГ на территории Республики Казахстан Источник: составлено автором на основе [131].

Пнрмнш

Рисунок 21 - Карта-схема магистральных газопроводов Казахстана

Источник: [131].

Казахстан также использует российский СПГ, поставляемый автомобильным транспортом, для газификации г. Нур-Султан и северо-восточных районов страны. В 2017 г. в Казахстан было поставлено 2,6 тыс. т российского СПГ, в 2018 и 2019 гг., - около 3 тыс. т. Однако после ввода в эксплуатацию магистрального газопровода «Сарыарка» (2,2 млрд куб. м в год), он обеспечит населенные пункты Карагандинской и Акмолинской областей (включая г. Нур-Султан) газом с Карачаганака и других месторождений запада страны. В результате потребность в поставках СПГ автомобильным транспортом сократится [131].

Добыча газа в Республике Беларусь незначительна и осуществляется в основном государственной компанией ПО «Белоруснефть». Потребности страны в газе покрываются импортом из России, причем Беларусь является ведущим импортером российского газа среди государств-членов ЕАЭС. Транспортировку газа и его сбыт в республике осуществляет дочернее общество ПАО «Газпром» -

ОАО «Газпром трансгаз Беларусь», также обеспечивающее транзит российского газа по белорусскому участку газопровода «Ямал - Европа» (рисунок 22).

Рисунок 22 - Схема магистральных газопроводов Республики Беларусь Источник: [142].

В Киргизии деятельность по добыче, транспортировке и сбыту газа осуществляет естественная монополия, представленная дочерней организацией ПАО «Газпром» - ОсОО «Газпром Кыргызстан». В собственности компании находится ГТС Киргизии, а также газодобывающие активы страны. Поставки ПАО «Газпром» в Киргизию незначительны (около 0,2 млрд куб. м в год), но играют определяющую роль для газового баланса государства. Согласно Генеральной схеме газоснабжения и газификация Киргизии до 2030 г. планируется повысить уровень газификации республики до 60%, протяженность межпоселковых газопроводов - до 2 750 км, распределительных газопроводов в

населенных пунктах - до 4 400 км (рисунок 23). Потребности Киргизии в природном газе на 2030 г. определены в объеме 1,14 млрд куб. м в год.

Рисунок 23 - Принципиальная схема основных направлений развития системы

газоснабжения Киргизии.

Источник: [144].

Газовый рынок Армении устроен схожим образом: деятельность по транспортировке и сбыту газа осуществляет естественная монополия - дочернее предприятие ПАО «Газпром» ЗАО «Газпром Армения», являющееся собственником ГТС Армении (рисунок 24). Добыча газа в стране не осуществляется. ПАО «Газпром» ежегодно поставляет в Армению около 1,5-2 млрд куб. м газа. Также Группа Газпром представлена на рынке Армении следующими организациями: ООО «Трансгаз» - транспортировка и хранение газа; ООО «Бутан» - газификация сжиженным газом; ООО «Автогаз» - розничная продажа газомоторного топлива (АГНКС).

о

цасня О

Ашоцк 0Стеиаишан

О

' Ллавердн

ГЗУ Кохб О

| Носмбсрм

Пджевап

О

Бсрл ,

О Дилкжан

О

Артик

о>

Талин

Условные обозначения:

—Ц— -замерный узел

---Ду-1000

---Ду-700

---Ду-500

---Ду-300

Ехвгнадэор

ОВай

СХЕМА Газотранспортной системы Республики Армения

"уВарле!

О

Горис 0

\Сисиан

Газопровод Иран-Армения Ду-700

О \Мегри

Рисунок 24 - Схема газотранспортной системы Армении. Источник: [138].

Таким образом, газовые рынки Армении и Киргизии, наименьшие по объемам среди государств-членов ЕАЭС, полностью контролируются предприятиями Группы Газпром - ЗАО «Газпром Армения» и ОсОО «Газпром Кыргызстан» соответственно. Эти компании являются единственными владельцами и операторами ГТС и ГРС в своих странах. Сбытовые цены регулируются государством.

На газовом рынке наибольшее значение имеют поставки газа в Беларусь и другие государства ЕАЭС. В таблице 3 представлена сравнительная характеристика рынков газа государств-членов ЕАЭС и присутствующих на них компаний.

Таблица 3 - Сравнительный анализ рынков газа государств ЕАЭС и действующих на них компаний

Сектор Армения Беларусь Казахстан Киргизия Россия

Добыча Отсутствует ПО «Белоруснефть» НК «КазМунайГаз» Chevron Corporation Royal Dutch Shell PLС Eni S.p.A Прочие ОсОО «Газпром Кыргызстан» ПАО «Газпром» ПАО «НОВАТЭК» ПАО «НК «Роснефть» ПАО «ЛУКОЙЛ» Прочие независимые производители газа (НПГ)

Транспорт и хранение ЗАО «Газпром Армения» ОАО «Газпром трансгаз Беларусь» АО «КазТрансГаз» ОсОО «Газпром Кыргызстан» ПАО «Газпром»

Распределе ние ПАО «Газпром» и независимые газораспределительные организации

Реализация Единственный поставщик, регулируемые цены Единственный поставщик, регулируемые цены Несколько поставщиков, регулируемые цены Единственный поставщик, регулируемые цены Регулируемые цены реализации газа для ПАО «Газпром», нерегулируемые цены для НПГ, биржевая торговля

Биржевая торговля Нет Нет Нет Нет Есть

Источник: отчеты рассматриваемых компаний.

Положение энергетических компаний на рынках нефти и нефтепродуктов государств-членов ЕАЭС

Рынки нефти и нефтепродуктов государств-членов ЕАЭС в основном представлены вертикально-интегрированными компаниями (ВИНК), располагающими активами на всех этапах производственной цепочки от добычи нефти до розничной реализации нефтепродуктов.

Наибольшие объемы добычи нефтяного сырья характерны для России. Нефтедобыча является конкурентной отраслью и представлена рядом национальных нефтяных компаний: ПАО «НК «Роснефть», ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть», ПАО «Сургутнефтегаз», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, и др. Сфера нефтепереработки России имеет схожую структуру: крупнейшие национальные нефтяные компании владеют основными мощностями по переработке нефти. В частности, суммарное производство нефтепродуктов на заводах Группы Газпром составляет более 18% произведенных в России нефтепродуктов. Ключевые активы Группы Газпром в нефтепереработке сосредоточены в рамках ООО «Газпром переработка», ПАО «Газпром нефть» и ООО «Газпром нефтехим Салават». Их основными конкурентами являются группа уфимских заводов ПАО АНК «Башнефть», Ангарская НХК ПАО «НК «Роснефть» и Орскнефтеоргсинтез АО «ФортеИнвест».

Снабжение российских НПЗ и поставки российской нефти на экспорт осуществляются по системе магистральных трубопроводов, единственным владельцем и оператором которой является ПАО «Транснефть». Рынок сбыта нефтепродуктов представлен нефтебазами и автозаправочными станциями вертикально-интегрированных нефтяных компаний и независимых участников рынка.

Казахстанский нефтяной рынок также является конкурентным, на нем присутствует большое количество нефтяных компаний, в т. ч. международных. Доминирующее положение в добыче и переработке нефтяного сырья страны

занимает национальная нефтяная компания АО «НК «КазМунайГаз». Основные добычные предприятия сосредоточены на западе страны. Трубопроводная система Казахстана находится под управлением АО «КазТрансОйл». Система трубопроводов интегрирована с трубопроводной системой России, и большая часть экспорта нефти Казахстана осуществляется транзитом через территорию России. Обособленно от АО «КазТрансОйл» функционирует АО «Каспийский Трубопроводный Консорциум» (КТК) - нефтепровод, транспортирующий нефть с месторождений Западного Казахстана в российский порт Новороссийск.

Нефтепереработка Казахстана представлена тремя крупными заводами: Павлодарский, Атырауский и Шымкентский НПЗ. Первые два находятся в 100% владении национальной компании АО НК «КазМунайГаз», последний - в совместной собственности НК «КазМунайГаз» и китайской СКРС. Исторически рынок нефтепродуктов Казахстана был дефицитным, а нехватка покрывалась импортом преимущественно из России, причем большую часть поставок из России в Казахстан обеспечивает ПАО «Газпром нефть». Однако в 2017 г. была завершена модернизация Павлодарского и Атырауского НПЗ, а в середине 2018 г. - 2-й этап модернизации Шымкентского НПЗ. Модернизация заводов позволит Казахстану обеспечить внутренний рынок моторным топливом и создаст потенциал для экспорта казахстанских нефтепродуктов в страны Средней Азии. Большое значение имеют также своповые нефтяные операции с Казахстаном 7 и железнодорожный транзит через территорию Казахстана нефтепродуктов на рынки других государств Центральной Азии (Киргизия, Узбекистан, Таджикистан) и в Афганистан.

По территории Республики Беларусь проходит нефтепровод «Дружба» (северный маршрут), являющийся западным продолжением трубопроводной системы «Транснефти». По «Дружбе» обеспечивается снабжение белорусских нефтеперерабатывающих предприятий, а также транзит российской нефти в

7 За счет данных операций обеспечиваются поставки нефти в Китай со стороны ПАО «Газпром нефть» (наряду с ПАО «НК «Роснефть») с территории Казахстана и одновременно покрытие потребностей в сырье НПЗ Казахстана.

страны Балтии, Польшу, Словакию и Германию [12]. Единственным оператором белорусской части трубопровода является концерн «Белнефтехим», которому также принадлежат основные нефтеперерабатывающие мощности страны -Новополоцкий НПЗ («Нафтан») и Мозырский НПЗ (доля Группы Газпром - около 20% через ПАО «Газпром нефть» и АО «НГК «Славнефть»). Собственная добыча нефти в Республике Беларусь незначительна, а единственным оператором добычных активов является государственная компания ПО «Белоруснефть». Потребности белорусских НПЗ обеспечивают поставки нефти по трубопроводам из России (в объеме до 24 млн т в год), часть которых представлена ресурсами ПАО «Газпром нефть». На рынке нефтепродуктов присутствуют дочерние предприятия российских ВИНК: ИООО «Газпромнефть-Белнефтепродукт», ИООО «Татбелнефтепродукт», ИООО «РН-Запад», ИООО «ЛУКОЙЛ Белоруссия».

Киргизия имеет незначительные нефтяные запасы. Основные объемы добычи осуществляет национальная компания ОАО «Кыргызнефтегаз». Также существует несколько независимых нефтедобывающих предприятий. Нефтепереработка представлена небольшими НПЗ: Джалал-Абадский НПЗ, Токмокский НПЗ, Джунда НПЗ и прочие. Мощности заводов не загружаются в полной мере из-за малых объемов собственной добычи. В стране отсутствуют магистральные нефтепроводы, поэтому потребности в нефтепродуктах покрываются импортом, преимущественно из России. Группа Газпром на рынке нефтепродуктов Киргизии представлена следующими компаниями: ОсОО «Газпром нефть Азия», СП «Газпромнефть - Аэро Кыргызстан». Основными конкурентами являются ОАО «Кыргызнефтегаз» и дочернее общество ПАО «НК «Роснефть» - ЗАО «РН-Кыргызнефтепродукт».

На территории Республики Армения не ведется добыча нефти. Также через территорию страны не проходят магистральные нефтепроводы. В связи с отсутствием нефтяного сырья нефтепереработка в стране не осуществляется, а спрос на нефтепродукты покрывается за счет импорта. В связи с политической напряженностью между Республикой Армения и Республикой Азербайджан, основной поток нефтепродуктов направляется из России через территорию Грузии.

Крупнейшим поставщиком нефтепродуктов в страну является ЗАО «Роснефть-Армения».

Таким образом, ключевыми активами российских компаний в нефтяной отрасли государств-членов ЕАЭС являются Мозырский НПЗ (доля Группы Газпром - около 20% через ПАО «Газпром нефть» и ПАО «Славнефть»), а также сбытовые активы в Беларуси (ИООО «Газпромнефть-Белнефтепродукт» - 45 АЗС), Казахстане (ТОО «Газпром нефть - Казахстан» - более 70 АЗС) и Киргизии (ОсОО «Газпром нефть Азия» - 38 АЗС).

ПАО «ЛУКОЙЛ» владеет дочерним обществом «ЛУКОЙЛ Белоруссия», доля которого в общем объеме реализуемых в республике нефтепродуктов составляет 13%. В ведении предприятия находятся 84 АЗС (в т. ч. 39 — с газовыми модулями), 5 нефтебаз, 3 газонаполнительных станции. Региональные представительства «ЛУКОЙЛ-Белоруссия» расположены в Минске, Бресте, Гродно, Витебске и Могилеве. В Республике Казахстан ПАО «ЛУКОЙЛ» работает с 1995 года, владея добывающими активами в проектах Карачаганак, Тенгиз, Кумколь, а также является акционером Каспийского трубопроводного консорциума. Некоторые сбытовые активы и коммерческие сбытовые компании ПАО «ЛУКОЙЛ» ведут деятельность на рынках Казахстана и Киргизии, в частности, компанией ТОО «ЛУКОЙЛ ЛУБРИКАНТС ЦЕНТРАЛЬНАЯ АЗИЯ» осуществляются поставки нефтепродуктов и моторных масел торговых марок производства «ЛУКОЙЛ» с целью оптовой и розничной реализации.

ПАО «НК «Роснефть» участвует в разработке месторождения Курмангазы, расположенного на казахстанском участке шельфа Каспийского моря недалеко от месторождений Кашаган и Широтное [136].

На нефтяном рынке наибольшее значение имеют поставки нефти по трубопроводам из России на переработку в Беларусь (в объеме до 24 млн т в год,)8. Для бизнеса отечественных компаний важное значение имеют также своповые

8 На Мозырский НПЗ и Новополоцкий НПЗ. Значительная часть поставок в Беларусь обеспечивается из ресурсов ПАО «Газпром нефть».

операции с Казахстаном9. На рынке нефтепродуктов ПАО «Газпром нефть» обеспечивает большую часть поставок из России в Казахстан и Киргизию. В таблице 4 представлена сравнительная характеристика рынков нефти и нефтепродуктов государств-членов ЕАЭС и присутствующих на них компаний.

9 За счет данных операций обеспечиваются поставки нефти в Китай со стороны ПАО «Газпром нефть» (наряду с ПАО «НК «Роснефть») с территории Казахстана и одновременно покрытие потребностей в сырье НПЗ Казахстана.

Таблица 4 - Сравнительный анализ рынков нефти и нефтепродуктов государств ЕАЭС и действующих на них компаний

Сектор Армения Беларусь Казахстан Киргизия Россия

Добыча нефти Отсутствует ПО «Белоруснефть» АО «НК «КазМунайГаз» Chevron; ExxonMobil; CNPC; Total; прочие Незначительная (ОАО «Кыргызнефтегаз» -основной оператор) ПАО «НК «Роснефть» ПАО «ЛУКОЙЛ «Сургутнефтегаз» ПАО «Газпромнефть» прочие

Трубопроводны й транспорт нефти и нефтепродуктов Отсутствует Концерн «Белнефтехим» -собственник и оператор • АО «КазТрансОйл» -единственный владелец и оператор. • Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) -частный нефтепровод, функционирует обособленно Отсутствует ПАО «Транснефть» -собственник и оператор

Переработка нефти Отсутствует Доминирование государственного Концерна «Белнефтехим»: • Новополоцкий НПЗ («Нафтан») -единоличный собственник; Мозырский НПЗ - в совместной собственности с АО «НГК «Славнефть» Доминирование государственного АО НК «КазМунайГаз» • Атырауский НПЗ -единоличный собственник; • Павлодарский НПЗ -единоличный собственник; • Шымкентский НПЗ -в совместной собственности с CNPC Незначительная, представлена несколькими предприятиями с небольшой мощностью переработки: • Джалал-Абадский НПЗ; • Токмокский НПЗ; • Джунда; прочие Доминирование национальных ВИНК • ПАО «НК «Роснефть» - 26%; • ПАО «ЛУКОЙЛ» -15%; • ПАО АНК «Башнефть» - 6% • «Сургутнефтегаз» - 6%; • прочие

Продолжение таблицы 4

Сектор Армения Беларусь Казахстан Киргизия Россия

Биржевая торговля Нет Нет Нет Нет Есть

Сбыт нефтепродуктов Основной поставщик нефтепродуктов в страну - ЗАО «Роснефть-Армения» Концерн «Белнефтехим» и сбытовые дочерние организации российских ВИНК Сбытовое подразделение государственной компании АО НК «КазМунайГаз» и сбытовые дочерние организации международных нефтяных компаний ОАО «Кыргызнефтегаз» и сбытовые дочерние организации российских ВИНК Сбытовые организации национальных ВИНК и независимые нефтебазы

Источник: отчеты рассматриваемых компаний.

Положение энергетических компаний на рынках электроэнергии государств-членов ЕАЭС

В Российской Федерации энергетический рынок представлен рынком электроэнергии и рынком мощности. Сфера генерации является конкурентной и представлена рядом крупных генерирующих компаний. Цены реализации определяются двусторонними договорами или в ходе торгов на бирже. Электрогенерация представлена тепловой, атомной, возобновляемой и гидравлической энергетикой:

- Тепловые электростанции составляют более двух третей всех генерирующих мощностей страны. Наибольшими мощностями обладает ООО «Газпром энергохолдинг», мощности которой составляют более 32% всех мощностей тепловых электростанций (ТЭС) России. Основными конкурентами являются ПАО «Интер РАО» - 23% и ПАО «Т Плюс» - 12% тепловых генерирующих мощностей.

- Группа РусГидро является оператором большинства ГЭС России. Суммарная установленная мощность генерирующих установок компании превышает 16% мощностей страны.

- АО «Концерн Росэнергоатом» (входит в состав Госкорпорации «Росатом») является единственным в России оператором атомных станций. Доля генерирующих мощностей компании составляет более 11% всех мощностей страны.

Передача электроэнергии осуществляется ПАО «Россети», которое является национальным оператором электрических сетей. Тарифы на оказываемые компанией услуги по передаче электроэнергии регулируются государством. Покупателями электроэнергии и мощности на оптовом рынке выступают крупные промышленные предприятия и энергосбытовые компании. Деятельность последних осуществляется в конкурентной среде, поскольку на российском рынке

представлено множество энергосбытовых компаний. Цены реализации электроэнергии населению регулируются государством.

Энергетический рынок Казахстана имеет схожую с российской модель функционирования и представлен рынком электроэнергии и рынком мощности. Последний появился после реформы в 2019 г. и имеет ряд особенностей: единственным покупателем мощности выступает ТОО «Расчётно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии», который в дальнейшем перепродает мощность сбытовым компаниям по унифицированному тарифу, сглаживая различия между регионами. Рынок электроэнергии функционирует посредством двусторонних соглашений или биржевых торгов. Генерация представлена тепловой, возобновляемой и гидроэнергетикой. Атомная электрогенерация в стране отсутствует. Тепловая генерация доминирует в структуре электрогенерации Казахстана (более 84%). Основными тепловыми генерирующими мощностями обладают АО «Самрук-Энерго» - 32%; ТОО «Евразийская Группа» - 17%; ТОО «МАЭК-Казатомпром» - 7%. Основные гидроэлектростанции принадлежат компании АО «Самрук-Энерго». Среди прочих компаний гидрогенерации следует выделить АО «Алматинские электрические станции» и ТОО «Каскад Каратальских ГЭС». Суммарная установленная мощность ГЭС превышает 13% всех генерирующих мощностей страны. Оператором распределительной электрической сети выступает АО «KEGOC», которая через дочерние общества - региональные электросетевые компании (РЭК) - управляет энергетическими сетями регионов. Тарифы на передачу электроэнергии регулируются государством. Сегмент электросбытовых организаций является конкурентным и представлен большим количеством компаний. Цены регулируются посредством предельного тарифа.

Электроэнергетический сектор Республики Беларусь представлен вертикально-интегрированной государственной компанией ГПО «Белэнерго», которая является оператором всех тепловых и гидрогенерирующих мощностей страны, крупнейшие из которых - Лукомльская и Березовская ГРЭС. Компания также является оператором электросетей Республики Беларусь, осуществляя

транспортировку, распределение и сбыт электроэнергии конечным пользователям. Цены электроэнергии и услуг по ее транспортировке регулируются государством. В 2020-2021 гг. в Беларуси состоялся ввод в эксплуатацию Белорусской АЭС общей мощностью 2,4 ГВт (2 энергоблока ВВЭР-1200), что составляет около четверти имеющихся генерирующих мощностей страны.

Аналогичным образом устроен электроэнергетический сектор Киргизии. ОАО «Национальная энергетическая холдинговая компания» является единственным оператором генерирующих мощностей и распределительной сети республики. В электроэнергетике Киргизии доминирует гидрогенерация, на которую приходится около 75% всех генерирующих мощностей страны. Тепловая генерация представлена двумя ТЭЦ: Ошской и Бишкекской. Стоимость электроэнергии и услуг по передаче регулируется государством.

Энергосистема Армении располагает избыточными электрогенерирующими мощностями. Основной объем спроса на электроэнергию удовлетворяется Армянской АЭС, а также Севан-Разданским (принадлежит Группе РусГидро) и Воротанским каскадом ГЭС. Тепловая генерация представлена Ереванской ТЭЦ и Разданской ТЭС (ОАО «Разданская энергетическая компания» (РазТЭС) и принадлежит дочернему обществу ПАО «Газпром» - ЗАО «Газпром Армения»). Генерирующие мощности функционируют в режиме «горячего резерва», покрывая пиковый спрос на электроэнергию. Услуги по передаче и распределению электроэнергии оказывает по регулируемым тарифам государственная организация ЗАО «Высоковольтные электросети». ЗАО «Электрические сети Армении» является локальной монополией на рынке сбыта электроэнергии конечным потребителям. Цена электроэнергии регулируется государством.

Кроме того, для деятельности генерирующих компаний России важен импорт угля из Казахстана, в первую очередь с Экибастузского разреза на Троицкую ГРЭС. Для деятельности ГК «Росатом» определяющими являются уранодобывающие активы и перспективные проекты в Казахстане, активное строительство АЭС в Беларуси и России, безопасная и эффективная эксплуатация АЭС в Армении и в России.

В электроэнергетической отрасли отечественные компании не владеют генерирующими мощностями в государствах-членах ЕАЭС, однако осуществляют поставки ТЭР для целей электрогенерации, а ГК «Росатом» оказывает технологическую поддержку при эксплуатации АЭС в Армении и осуществляет поставки ядерного топлива (в перспективе - в Беларусь).10 В целом, необходимо отметить, что степень участия и вовлеченности отечественных нефтегазовых компаний в проекты на территории стран ЕАЭС остается достаточно невысокой, в то время как потенциал для такого участия является значительным.

В результате выполненного анализа можно сделать ряд выводов и заключений. Активы российских компаний в ТЭК есть в каждом государстве-члене ЕАЭС: они представлены проектами по добыче нефти и газа, транспортировке, переработке, сбыту, генерации электроэнергии и охватывают практически все звенья производственных цепочек в ТЭК. С другой стороны, энергетические рынки Армении, Беларуси и Киргизии монополизированы и зарегулированы, а данные страны ввиду объективных геоэкономических факторов остаются нетто-импортерами российских и в меньшей степени казахстанских ТЭР. При этом энергетические рынки Казахстана не обладают развитыми институтами и инфраструктурой, хотя насыщены игроками, в т. ч. из стран не-ЕАЭС. Это говорит о том, что потенциал интеграции энергетических рынков внутри ЕАЭС ограничен, и компаниям и государствам-членам ЕАЭС необходимо определить новые механизмы и направления развития интеграции в топливно-энергетическом комплексе (Таблица 5).

10 В 2015 г. ООО «Газпром энергохолдинг» через дочернюю компанию ООО «Центрэнергохолдинг» приобрел угледобывающую казахстанскую компанию ТОО «Ангренсор Энерго» (разрез «Экибастузский») и трейдера ТОО «Ангренсор Trading», обеспечивающего оптовые продажи экибастузского угля, в т. ч. на Троицкую ГРЭС ПАО «ОГК-2».

Таблица 5 - Сравнительный анализ рынков электроэнергии государств ЕАЭС и действующих на них компаний

Сектор Армения Беларусь Казахстан Киргизия Россия

Генерация Конкурентный рынок: • ЗАО «ААЭК» • ЗАО «Ереванская ТЭЦ» • ЗАО «МЭК» Группы РусГидро • ЗАО «Воротанский каскад ГЭС» • Разданская ТЭС ГПО «Белэнерго» единственный оператор электростанций, регулируемые цены Конкурентный рынок: • АО «Самрук-Энерго» • ТОО «Евразийская Группа» • ТОО «МАЭК-Казатомпром» • прочие ОАО «Национальная энергетическая холдинговая компания», регулируемые цены Конкурентный рынок • ПАО «Интер РАО» • Группа РусГидро • ПАО «Т Плюс» • АО «Концерн Росэнергоатом» • прочие

Оптовый рынок энергии рынок двусторонних договоров купли- продажи электроэнергии рынок двусторонних договоров купли- продажи электроэнергии • рынок двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии; • рынок централизованной торговли электроэнергией; • балансирующий рынок реального времени рынок двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии • рынок двусторонних договоров купли-продажи электроэнергии; • конкурентный рынок электроэнергии на сутки вперед (РСВ); • балансирующий рынок реального времени

Рынок мощности Нет Нет • Есть с 2019 г., покупатель - ТОО «Расчётно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии» Нет • Есть

Продолжение таблицы 5

Сектор Армения Беларусь Казахстан Киргизия Россия

Биржевая торговля • Нет Нет • Есть Нет • Есть

Распределени е ЗАО «Высоковольтные электросети» единственный оператор, регулируемый тариф ГПО «Белэнерго» единственный оператор, регулируемый тариф АО «KEGOC» оператор сетей от 0,4 до 1150 кВ и региональные электросетевые компании (РЭК), регулируемый тариф ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» (дочерняя компания ОАО «Национальная энергетическая холдинговая компания») ПАО «ФСК ЕЭС» (дочерняя компания ПАО «Россети») и межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), регулируемый тариф

Сбыт ЗАО «Электрические сети Армении» единственный оператор, регулируемый тариф ГПО «Белэнерго» единственный оператор, регулируемые цены Множество электросбытовых организаций (ЭСО), конкурентный рынок, регулируемые цены -предельный тариф ОАО «Национальная энергетическая холдинговая компания» единственный оператор, регулируемые цены Множество электросбытовых компаний, конкурентный рынок, регулируемые цены - тарифы

Источник: отчеты рассматриваемых компаний.

ГЛАВА 3. ВЫЗОВЫ, ВОЗМОЖНОСТИ И ПРЕДЛОЖЕНИЯ ДЛЯ РОССИЙСКИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПАНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ИНТЕГРАЦИИ ЕАЭС

3.1 Особенности и черты экономической интеграции ЕАЭС в контексте развития Евразийского пространства и формирования Большой Евразии

Анализ теории и практики интеграции, выполненный в Главе 1 настоящего исследования, показывает, что по критерию наличия и уровня развития свободных рынков, известные интеграционные объединения можно разделить на рыночные, условно-рыночные и нерыночные. Для интеграционных объединений рыночного характера, таких как ЕС и USMCA, характерны драйверы интеграции, определяемые классическими интеграционными теориями ученых Западной Европы. В первую очередь, это торговые потоки, перемещение факторов производства, монетарная и финансовая системы, общая экономическая политика. В менее развитых интеграционных объединения и группах, таких как МЕРКОСУР, АСЕАН и другие, факторы те же, но выражены слабее в силу неразвитости рынков. Данные интеграционные объединения можно назвать условно-рыночными, поскольку пытаются импортировать и адаптировать ставшую классической европейскую модель для собственных условий, но ее эффективность оказывается на практике ниже. В свою очередь, примером нерыночной интеграции является СЭВ, который был основан на командно-административной системе. Значимые успехи СЭВ основывались не только на эффективной (до определенного этапа развития) социалистической системе, но и, главным образом, на наличии экономического донора в виде СССР и с точки зрения современных теорий, крайне низком уровне транзакционных издержек для производителей и непротиворечивости интеграционного процесса, обеспеченного единой директивной социально-экономической политикой (рисунок 25).

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ИНТЕГАЦИЯ

Тип интеграции

РЫНОЧНАЯ

УСЛОВНО-РЫНОЧНАЯ

НЕРЫНОЧНАЯ

Новый тип?

Пример интеграционного объединения

Европейский союз и USCMCA (ранее - NAFTA)

MERCOSUR и др. развивающиеся

СЭВ (до 1991 г.

Факторы и драйверы интеграционных процессов

Торговые потоки

Факторы производства

Монетарная и финансовая системы

Те же факторы, но в меньшей степени

Иные факторы?

Отсутствие транзакционных издержек

Наличие "донора" интеграции

Рисунок 25 - Типология интеграционных процессов по рыночному критерию Источник: составлено автором.

Анализ формирования и развития ЕАЭС как интеграционного объединения, выполненный в Главе 2, показывает, что Союз не может быть отнесен ни к одному из известных типов и моделей интеграции. Фабула постсоветской интеграции не похожа ни на одно из других интеграционных объединений в мире. Невозможно отрицать, что в определенной степени интеграция ЕАЭС является наследником СЭВ и СНГ. Создание СНГ помогло сохранить важнейшие производственные, социально-экономические, топливно-энергетические и логистические связи и цепочки на постсоветском пространстве. Уже с середины 1990-х гг. начинается реорганизация этого экономического и энергетического потенциала, которая в итоге и привела к созданию сначала ЕврАзЭс, а затем, к 2015 г. - ЕАЭС. При этом практически сразу развитие общих энергетических рынков и интеграции в ТЭК было объявлено одним из локомотивов всего интеграционного процесса. В этой ситуации государства - главным образом, Россия - «сверху» в полном соответствии с федералистским подходом обеспечили формирование

институциональной структуры, принятие Концепций и Программ развития энергетических рынков. В то же время частным и частно-государственным компаниям государств-членов Союза была отведена роль непосредственных участников и исполнителей этих концепций и программ «снизу».

Из теорий интеграции также известно, что одним из индикаторов успеха интеграции является рост взаимных торговых потоков. Однако потоки ТЭР внутри ЕАЭС, как было показано, очень невелики, особенно по сравнению с экспортными потоками. Емкость рынков внутри ЕАЭС лимитирована объективными факторами, уровень развития этих рынков низкий, а цены на этих рынках, как правило, ниже экспортной альтернативы. Потребность в импорте энергоносителей для Беларуси, Армении и Киргизии - жизненная необходимость, и во многом социальная ответственность российских поставщиков. При этом объективных экономических предпосылок для значимого роста потребления или либерализации цен на данных рынках в настоящее время не просматривается, что исключает для российских компаний какие-либо значимые перспективы по наращиванию прибыли или объемов реализации ТЭР на данные рынки.

Вторым важным индикатором интеграции являются взаимные потоки капитала. Действительно, у отечественных компаний есть активы в газовой, нефтяной и электроэнергетической отрасли в каждом государстве-члене ЕАЭС. Но рынки газа Армении и Беларуси монополизированы и зарегулированы, рынок газа Казахстана не обладает развитыми институтами и инфраструктурой, хотя и насыщен зарубежными игроками - китайскими и американскими добывающими компаниями. Здесь сохраняется некоторое поле для совместных проектов в газохимии, нефтепереработке, и других отраслях, но данные проекты требуют глубокой проработки с точки зрения оценки их экономической эффективности и конкуренции с уже имеющимися производствами. Локальные рынки государств ЕАЭС в основном уже насыщены и ограничены в росте по объективным причинам, а транспортные затраты до внешних рынков, в условиях отсутствия выхода к морю у всех государств-членов ЕАЭС, кроме России, высоки.

Необходимо также принимать во внимание геополитические и геоэкономические аспекты. В 2010-х гг. существенно обострились противоречия в большинстве интеграционных объединений, торговых альянсов и международных организаций по всему миру. Среди важных событий подобного порядка последних лет можно выделить, распад инициатив экономической интеграции [145], процедура прекращения членства Великобритании в ЕС (Вгехй), а также снижение роли и утрата авторитета многими международными организациями, включая организации системы ООН, а также ужесточение конкуренции различными экономическими группами государств, в частности, усиление позиций БРИКС в мировой экономике и политике. Кроме того, ведущими отечественными учеными была предложена концепция Большой Евразии. В рамках Большой Евразии предполагается объединение ключевых видов деятельности в сфере ресурсов, экономики, политики, труда в экономическом пространстве - то есть, фактически, подразумевается широкая экономическая интеграция на пространстве всего континента [134]. Кроме того, инициатива по сопряжению ЕАЭС и «Одного пояса - одного пути», по мнению ЕЭК, является воплощением идеи «интеграции интеграций» в Евразии и имеет как весомые экономические, так и исторические предпосылки. В перспективе до 2025 гг. ЕЭК совместно с китайскими научно-исследовательскими центрами будут проводиться социально-экономические исследования, направленные на формирование единых подходов к сопряжению, а также укрепление взаимосвязей и комплементарности экономических комплексов ЕАЭС и КНР. Наиболее значимые возможности для сотрудничества возникают в Центрально-Азиатском регионе, где взаимодополняющая экономическая активность государств ЕАЭС и КНР уже сегодня весьма интенсивна [100, 134].

Хотелось бы отметить, что в условиях расширяющегося антагонизма между основными акторами мировой экономики, ЕАЭС, наоборот, расширяет географию сотрудничества. Так, по состоянию на 2021 г., более пятидесяти стран объявили о своем желании сотрудничать с ЕАЭС. На сегодняшний день, между ЕАЭС и региональными интеграционными объединениями подписано 8 Меморандумов о

сотрудничестве, 14 - с третьими странами, 11 - с государственными структурами третьих стран, около 40 с международными организациями, а также их филиалами.

На текущий момент действует три соглашения о ЗСТ, на стадии переговоров находится реализация еще шести соглашений о зонах свободной торговли. Важно подчеркнуть, что Евразийским экономическим союзом ведется активная работа по реализации проектов на Евразийском пространстве, где помимо стран-участниц Союза принимают участия такие страны, как КНР, Индия, Прикаспийские государства, а также страны Центрально-Азиатского региона. Таким образом, в условиях наблюдаемых в мировой экономике процессов дестабилизации, ЕАЭС успешно реализует собственную программу внешнеэкономического развития, активно привлекая зарубежных партнеров на основе концепции экономического прагматизма, вопреки формируемой развитыми государствами негативной политической повестке в отношении России и Китая.

Вместе с тем, одним из новых проявлений интеграции в рамках мировой экономики стало межинтеграционное взаимодействие, когда соглашения о сотрудничестве заключаются не между государствами, а между интеграционными объединениями. На сегодняшний день, у ЕАЭС существуют Соглашения и меморандумы о сотрудничестве и взаимодействии со следующими крупными объединениями: АСЕАН, МЕРКОСУР, Тихоокеанский альянс, Андское сообщество, Африканский союз. Таким образом, география сотрудничества ЕАЭС охватывает фактически все значимые макрорегионы мира, кроме антагонистически настроенной Северной Америки и Западной Европы.

При этом совершенно очевидно, что именно Азиатско-Тихоокеанский регион на сегодняшний день обладает одними из наиболее высоких темпов экономического развития, что предопределяет перспективы сотрудничества ЕАЭС и АСЕАН. Заключенный между ЕЭК и АСЕАН Меморандум о взаимопонимании позволил сформировать фундамент для ведения диалога в рамках Большого евразийского партнерства. Высокая эффективность диалога подтверждается принятием Программы сотрудничества с АСЕАН, в которую были включены ключевые элементы таможенного регулирования, торговой политики, ведения

предпринимательской деятельности, вопросы, связанные с энергетической сферой и др.

Рассматривая АСЕАН, как одного из партнеров ЕАЭС, хотелось бы выделить тот факт, что объединение является крупнейшим экономическим блоком в регионе Юго-Восточной Азии. По состоянию на 2021 г., членами АСЕАН являются 10 стран, обладающих наиболее высокими темпами экономического развития в в Юго-Восточной Азии. Доля стран объединения превышает одну треть мирового ВВП. Помимо ЕАЭС, АСЕАН также ведет активный диалог с другими странами и объединениями в различных форматах. Примером развития диалога АСЕАН можно считать следующие формы сотрудничества:

- полномасштабные партнерства с третьими странами, к которым можно отнести США, КНР, РФ и др.;

- совершенствование взаимодействия со странами, являющими партнерами по развитию, к которым можно отнести Германию;

- формирование платформ, деятельность которых основана на экономической составляющей, к таким можно отнести Восточноазиатский саммит;

- формирование платформ, деятельность которых основана на стратегических направлениях развития, к таким можно отнести АСЕАН+3 (помимо стран-участниц Объединения, в данной платформе принимают участие такие страны, как КНР, Япония и Южная Корея);

- формирование платформ, деятельность которых направлена на формирование, а также реализацию экономических инициатив, к таким можно отнести Всестороннее региональное экономическое партнёрство.

Согласно представленным ЕЭК статистическим данным, взаимная торговля ЕАЭС и АСЕАН в период 2015-2020 гг. показывала высокие темпы роста, что свидетельствует о развитии сотрудничества объединений.

Одной из основных предпосылок развития экономического сотрудничества государств стало заключение в 2015 году Соглашения о Зоне свободной торговли с Вьетнамом, а также в 2019 году Соглашения о Зоне свободной торговли с Сингапуром. На сегодняшний день, на долю государств, являющихся участниками

АСЕАН, приходится порядка 5% от внешнеторгового оборота Евразийского экономического союза, что ставит АСЕАН на третью позицию среди внешних партнеров Союза. Невзирая на тот факт, что доля АСЕАН во внешнеторговом обороте ЕАЭС пока не столь велика, как регион, так и объединение, на наш взгляд, остаются одними из наиболее перспективных партнеров ЕАЭС. Формат межинтеграционного взаимодействия в перспективе позволит объединить усилия АСЕАН и ЕАЭС в развитии как уже существующих, так и перспективных торговых и промышленных связей. [103] Межинтеграционное взаимодействие АСЕАН и ЕАЭС даст возможность более эффективно сформировать фундаментальные положения стратегического сотрудничества в долгосрочной перспективе, в частности:

- сформировать, собственно, стратегию развития двустороннего сотрудничества ЕАЭС и ЕАЭС;

- увеличить число совместных проектов, в том числе, в энергетической сфере;

- повысить уровень и качество существующих связей в ключевых отраслях экономик стран, входящих в объединения;

- диверсифицировать направления сотрудничества за счет развития иных отраслей экономики помимо топливно-энергетического комплекса;

- обеспечить вовлеченность бизнес-среды в интеграционные процессы ЕАЭС и АСЕАН, что позволит увеличить обмен инвестициями между странами, а также приведет к росту инвестиционной привлекательности.

Помимо развития сотрудничества со странами Юго-Восточной Азии одним из важных направлений внешнеэкономической деятельности Союза на Евразийском пространстве является расширение сотрудничества с Исламской Республикой Иран (ИРИ). Так, в результате расширения взаимодействия двух сторон, Иран получает возможность активнее участвовать в процессах, происходящих в регионе, а также нивелировать последствия санкций, в

особенности, затрагивающих энергетическую отрасль Исламской Республики. В связи с этим, энергетическое сотрудничество ЕАЭС и Исламской Республики Иран становится одним из ключевых факторов, обеспечивающих не только высокий уровень заинтересованности сторон в его развитии, но также и фундаментом взаимовыгодных отношений, т.е. сотрудничество ЕАЭС и Ирана обусловлено не только экономическими выгодами, но и общностью политических целей.

Одним из новых витков развития сотрудничества между ЕАЭС и Ираном является заключение в 2018 г. временного соглашения о Зоне свободной торговли. Хотелось бы отметить, что Иран обладает значительными запасами углеводородов, что характеризует заинтересованность сторон в продолжении сотрудничества в топливно-энергетической отрасли. Иран является одним из самых экономически развитых государств в Передней Азии, имеющим экспортно-ориентированную экономическую модель, что предопределяет высокую долю экспорта углеводородов в совокупном объеме экспорта страны, на долю ТЭК приходится более 70% от экспорта республики. На территории страны сосредоточено более 9% от мировых запасов нефти и более 17% от мировых запасов природного газа, что ставит страну на лидирующие позиции по запасам углеводородов в мире.

Россия и Казахстан также являются одними из крупнейших экспортеров углеводородов на мировые рынки. Мы полагаем, что целесообразным для сторон в данном контексте является проведение единой, скоординированной энергетической политики, что позволит странам закрепить свои лидирующие позиции не только в регионе, но и на мировых рынках сбыта, особенно в условиях роста спроса и высоких цен на энергоносители, которые сложились в конце 2021 -начале 2022 г. В частности, одной из площадок такой координации может являться платформа ОПЕК+.

Рассматривая сотрудничество Ирана со странами ЕАЭС, необходимо обязательно упомянуть сотрудничество с Арменией, которая является потребителем пригодного газа из Ирана, на долю которого приходится порядка 6% от общего экспорта страны. Между Ираном и Арменией организована взаимовыгодная торгово-экономическая схема по принципу «газ в обмен на

электроэнергию»: поставки газа из Ирана компенсируются прямой передачей электроэнергии из Армении для обеспечения энергоснабжения приграничных регионов. Республика Армения импортирует 1 млрд куб. м. природного газа в год из ИРИ в обмен на поставку 3 млрд кВт*ч электроэнергии. Из полученных 1 млрд куб. м. природного газа Армения вырабатывает 4,5 млрд кВт*ч электроэнергии, оставшиеся 1,5 млрд кВт*ч направляются либо на экспорт, либо на обеспечение внутренних потребностей.

В целях развития сотрудничества в области электроэнергетики вполне возможным представляется дальнейшая интеграция энергетических систем Ирана, Армении и России в рамках создания энергетического коридора «Север-Юг». Создание энергетического коридора призвано повысить надежность и устойчивость электроснабжения в регионе, оптимизировать балансировку мощностей и режимы генерации и нагрузки сетей. Изначально ожидалось, что ввод новых линий ЛЭП будет завершен уже к 2020 году, однако возобновление конфликта на границах Армении и Азербайджана, затормаживание реализации проекта армянской стороной, значительно замедлили его реализацию. В связи с этим, ввод энергокоридора в эксплуатацию может быть осуществлен в 2022-2023 годах.

Кроме того, продолжаются переговоры о строительстве гидроэлектростанции на границе Армении и Исламской Республики Иран (Мегринская ГЭС), предполагаемая мощность выработки которой находится на уровне 0,8 млрд кВт*ч, что составляет около 10% от текущих объемов генерирующих мощностей в Республике Армения. Ожидается, что в течение 10-15 лет после реализации проекта, весь объем, вырабатываемый на Мегринской ГЭС, будет направлен на экспорт в Исламскую Республику Иран.

Помимо сотрудничества в газовой и электроэнергетической отрасли, целесообразно затронуть сотрудничество стран ЕАЭС и Исламской Республики Иран в атомной энергетике. Одним из позитивных факторов развития сотрудничества в данном направлении является реализация проекта по строительству российской корпорацией «Росатом» атомной электростанции

«Бушер» в Иране. Ведется строительство второй очереди в соответствии с контрактом, заключенным в 2014 г. Предполагаемая мощность строящихся энергоблоков составляет более 2,1 МВт. Согласно оценочным данным, завершение строительства второго энергоблока АЭС ожидается в 2024 г., а третьего - в 2026 г.

Реализация энергетических проектов не только в нефтегазовой сфере свидетельствует о высоком уровне взаимодополняемости выстраиваемой энергетической инфраструктуры, которая позволит в моменты пиковой нагрузки обеспечить оптимальные объемы энергообеспечения. Положительным моментом в данном случае является успешная реализация проектов в рамках ЕАЭС по объединению газового, нефтяного, нефтепродуктового и электроэнергетического рынков.

Несмотря на то, что Иран в последние годы подвержен западным санкциям, российские нефтегазовые компании не покидают энергетический рынок республики, что связано с высоким уровнем их заинтересованности в разработке углеводородов, а также отсутствием сведений о существующих месторождениях из-за низкой изученности иранских нефтегазоносных структур.

Все это привело к подписанию между Ираном и рядом российских НГК контрактов и соглашений на проведение геологоразведочных работ и разработку пяти нефтегазовых месторождений, сумма российских инвестиций превышает 4 млрд долл. США. Однако ужесточение санкций, вводимых западными странами по отношению к ИРИ привели к падению предполагаемых объемов инвестиций. Консорциум с участием ПАО «Зарубежнефть» решил снизить объемы инвестиций практически вдвое, изначально предполагалось, что российская компания инвестирует порядка 7 млрд долл. США в разработку трех нефтяных месторождений, а также одного месторождения природного газа (добываемый газ из который предполагалось использовать для обратной закачки в месторождения, чтобы обеспечить оптимальный уровень пластового давления). В результате чего, ПАО «Зарубежнефть» передала ФГУП «Промсырьеэкспорт» соглашения в Исламской Республике Иран по разработке месторождений «Абдан» и «Западный Пейдар» [84]. Помимо указанных сфер, хотелось бы отметить, что сотрудничество

ЕАЭС с Ираном открывает для стран-участниц Союза (России и Казахстана) возможность по выходу на новые рынки из-за выгодного географического положения Ирана (выход в Персидский залив) в рамках формирования зоны свободной торговли и развития логистических трансконтинентальных маршрутов по направлению Север-Юг [94].

В течение 2020-2021 гг., на фоне развития мирового экономического кризиса, связанного с пандемией COVID-19, геополитические и геоэкономические вызовы и проблемы, связанные с изменениями соотношения экономических сил в Евразии и остальном мире существенно обострились. Драйверами глобальных изменений системы международных экономических отношений и обновления архитектуры миропорядка выступают в первую очередь Россия и Китай. В апреле 2020 г. Председателем ЦК КПК Си Цзиньпином было объявлено об изменениях в экономической стратегии развития Китая и в самом подходе к экономическому развитию, которые получили известность под названием «двойной циркуляции» [145]. По сути, Китай начинает формирование новой экономической модели, основанной, в отличие от экономической модели периода эпохи реформ и открытости, не только на экспортно-ориентированном производстве товаров, поставляемых в развитые страны мира, но, в первую очередь, в опоре на внутренний рынок и региональную интеграцию с целью дальнейшего стимулирования спроса на свои товары и услуги.

Необходимо отметить, что российская экономическая политика, фактически, уже на протяжении нескольких лет вполне синхронизирована с новыми заявлениями китайского руководства. Например, в Стратегии экономической безопасности Российской Федерации обозначены такие первоочередные цели, как укрепление экономического суверенитета страны, повышение устойчивости экономики к внешним вызовам и угрозам, среди задач выделяются обеспечение независимости от импорта высокотехнологичной продукции, развития собственных технологий и национальной финансовой системы [15]. Учитывая процессы фактической антиглобализации мировой экономики, усугубленной пандемией коронавируса, выгоды от участия в мировой системе хозяйствования

сокращаются, а потенциальные риски - существенно возросли. Китай в связи с этим столкнулся с политическим давлением и фактической недобросовестной конкуренцией со стороны ряда развитых стран, которая выразилась в форме торговых войн, Россия - с экономическим, политическим, санкционным давлением и даже с военными угрозами. При этом тенденция разворота экономик многих государств внутрь себя, стимулирования внутреннего рынка, импортозамещения и опоры на собственные экономические, социальные и производственные силы становится все более явной, а Китай и Россия стали, таким образом, первыми значимыми экономиками мира, формирующими не столько анти-глобалистскую повестку мироустройства, сколько, скорее, пост-глобалистскую.

В контексте Большой Евразии такая повестка вполне может быть успешна по той причине, что внутренняя циркуляция, о которой говорит руководство КНР, будет наиболее эффективна на широком экономическом пространстве Евразии с ее многочисленным населением, богатыми ресурсами и потенциально сверхвысоким потребительским спросом при достаточно высоком уровне развития базовой энергетической и транспортной инфраструктуры. Совокупностью всех этих качеств в равной степени не обладает больше ни один регион мира. Это делает Евразию самым крупным и перспективным потребительским рынком в мире и самым актуальным пространством для реализации любых экономических инициатив в долгосрочной перспективе. Опора на внутренний экономический рост, обеспеченный потребительским рынком, в сочетании с научно-техническим прогрессом, цифровизацией производства и широкими возможностями для совершенствования транспортного сектора и урбанизации формирует колоссальный потенциал для формирования добавленной стоимости и экономического развития.

Причем, целесообразно выделить тот факт, что концепция внутренней циркуляции в понимании Китая не противоречит и не отменяет известную степень открытости внешнему миру и участию в международной системе разделения труда, потоках капитала и товаров. Развитие внутреннего рынка Евразийского пространства привлечет, безусловно, дополнительные ресурсы из других стран и

регионов мира. Однако необходимо понимать, что внутренняя циркуляция остается основной, а участие в МРТ и мировых товарно-денежных отношениях лишь формируют дополнительные преимущества.

В такой системе пост-глобализации ЕАЭС обладает уникальным положением: он географически расположен между двумя крупными центрами силы, обладает уникальным сочетанием доступа к обоим из этих центров, потенциально выполняет роль моста между ними. Внешнее геополитическое давление в последние годы выросло до тревожного уровня, что делает интеграцию в Евразии даже отчасти вынужденным процессом, критически необходимым для обеспечения собственной экономической безопасности и политической суверенности.

Согласно данным, приведенным выше, мы можем подвести следующий итог - евразийская интеграция, на самом деле, принадлежит к особому типу. Мы предлагаем назвать этот тип «смешанной интеграцией». Она сочетает в себе в почти равных пропорциях как рыночные, так и нерыночные факторы. С одной стороны, мы полагаем, что категорически нельзя отказываться от исторического пространства, к которому относятся сохранившиеся со времен СССР производственно-экономические цепочки, общий язык и менталитет (которые очень хорошо способствуют трудовой миграции). В ТЭК и инфраструктурных отраслях высока доля государственных монополий и окологосударственных структур, что также является важнейшим фактором.

С другой стороны, существуют и рыночные факторы. Четыре свободы интеграции в ЕАЭС реализованы на практике и уже созданные отраслевые общие рынки успешно работают. Несмотря на санкции, Россия и другие государства-члены ЕАЭС не исключены из международной торговли и мировой финансовой системы, напротив, объемы внешней торговли растут, хотя энергоносители продолжают доминировать в экспортных потоках. Государственные компании ТЭК тоже вынуждены подчиняться рыночным законам, искать пути модернизации, повышать конкурентоспособность и максимизировать свою прибыль (рисунок 26).

Рисунок 26 - Факторы смешанной интеграции ЕАЭС Источник: составлено автором.

В результате можно заключить, что интеграционные процессы в энергетической отрасли ЕАЭС решают, в первую очередь, задачи энергетической безопасности стран, входящих в Союз, а также сохранения, и укрепления исторически сложившихся экономических, и транспортно-логистических связей. Однако внутренние интеграционные возможности энергетической отрасли почти исчерпаны по объективным причинам конфигурации внутренних рынков: объем этих рынков лимитирован объективными макроэкономическими факторами, такими, как темпы экономического роста и численность потенциальных потребителей, ограниченности конкуренции в силу структурного устройства данных рынков, и др. Важно отметить что это, однако, не исключает возможности присоединения новых государств-членов в обозримой перспективе и расширения энергетической интеграции на новые рынки.

Сопряжение интеграционных проектов ЕАЭС и Китая, в свою очередь, решает геополитические, геоэкономические, отчасти идеологические задачи, а также, косвенно - задачи военно-оборонительного характера. При этом сам по себе ЕАЭС не способствует повышению монетизации запасов углеводородов ни внутри, ни снаружи Союза, поскольку высокомаржинальные проекты по экспорту углеводородов или продуктов их переработки (такие, как «Сила Сибири» и другие) не имеют прямого отношения к интеграционным процессам и осуществляются независимо от них.

В итоге, невысока вероятность того, что энергетическая отрасль и компании ТЭК государств-членов ЕАЭС обнаружат для себя какие-то существенные преимущества или экономические от интеграции внутри ЕАЭС, которые можно было бы ожидать, учитывая опыт развития интеграционных объединений. Топливно-энергетический комплекс прочно занимает свою нишу в каждом государстве-члене ЕАЭС, и, вероятно, отсутствуют значимые предпосылки к тому, что сложившиеся модели развития и сотрудничества в ТЭК государств-членов ЕАЭС могут претерпеть существенные изменения в обозримом будущем, несмотря на реализацию интеграционных проектов в области общих рынков энергии и энергоносителей.

Однако, фактически став одной из опор интеграционных процессов в целом, компании ТЭК позволят при поддержке государства и наднациональных органов ЕАЭС предоставить преимущества интеграции другим отраслям экономики - в первую очередь, обрабатывающей промышленности за счет дешевых и стабильных поставок энергии и энергоносителей. В долгосрочной перспективе именно это и должно привести к формированию синергетического эффекта от интеграции в масштабах всего ЕАЭС в целом. Технологические достижения и развитие фундаментальной инфраструктуры, в первую очередь в сфере транспорта и ТЭК, позволит другим отраслям экономики и предприятиям получить конкурентные преимущества за счет сокращения стоимости энергии и логистических затрат -особенно в условиях формирования новой системы внутренней циркуляции в рамках Большой Евразии.

И в этих условиях интеграции сегодня становится как никогда важной оценка, с одной стороны, вызовов и ограничений для энергетических компаний, а с другой стороны - поиск новых путей для стимулирования развития отрасли.

3.2 Вызовы и ограничения для российских нефтегазовых компаний в условиях экономической интеграции ЕАЭС

ЕЭК уже на протяжении нескольких лет занимается активной деятельностью в области формирования общих рынков энергетических ресурсов Союза. Их создание сделает энергоресурсы более доступными для хозяйствующих субъектов и населения и тем самым окажет положительное влияние на экономику в целом. Общие рынки дадут значительный импульс развитию национальных экономик и социальной сферы, поскольку будут способствовать росту благосостояния населения и увеличению доходов государственного бюджета. В соответствии с целями ЕЭК, энергетическая интеграция будет способствовать росту спроса на энергию и энергоносители, увеличению их производства и доступности потребителям [25].

В части формирования общих рынков газа в течение 2020 - начале 2021 гг. был достигнут значительный прогресс: к апрелю 2021 г. Российской Федерацией была завершена разработка проекта Соглашения об общем рынке газа (далее -ПСОГ). Документ был представлен в Евразийскую экономическую комиссию и направлен в адрес государств-членов Союза, сформирован подробный план-график его дальнейшего согласования [132]. Процесс создания общего рынка газа идет в соответствии с Программой, утвержденной в декабре 2018 года [10]. По завершении согласования проекта Соглашения государства-члены ЕАЭС должны обеспечить его вступление в силу не позднее 1 января 2025 года. Аналогичным образом предусмотрено выполнение Программы формирования общего рынка нефти и нефтепродуктов [11].

Во второй половине 2021 - начале 2022 гг. продолжается деятельность рабочих групп, а также встречи на уровне министров топливно-энергетического комплекса стран Союза с целью проработки дискуссионных вопросов, преодоления принципиальных разногласий и формирования общих позиций по чувствительным вопросам. При этом подчеркивается важность безусловного соответствия вновь разрабатываемых нормативных документов положениям ранее принятых базовых договоров и соглашений ЕАЭС.

Анализ и систематизация проектов ЕЭК в части развития общих энергетических рынков, динамики развития ТЭК государств-членов ЕЭАС показывают, что процессы формирования энергетических рынков ЕАЭС обуславливают для российских компаний определенные вероятные вызовы и потенциальные ограничения. Наиболее острыми из них, в силу особенностей устройства ГТС, являются вызовы и ограничения в части создания общего рынка газа. В части общих рынков нефти (нефтепродуктов) и электроэнергии критические вызовы и ограничения менее выражены. Тем не менее, анализ позволяет сформировать определенные общие группы рассмотренных вызовов и ограничений:

- ценовые - снижение уровня цен на продукцию ТЭК;

- объемные - сокращение объемов реализации продукции ТЭК;

- затратные - рост операционных и капитальных затрат в области производства, переработки или транспортировки продукции;

- транзитные - нарушение транзитных потоков или ухудшение экономических или технологических условий транзита продукции ТЭК через территорию государств ЕАЭС;

- регулятивные - ухудшение административно-регуляторной среды, в том числе в части возникновения необоснованных обязательств или обременений для отдельных участников рынка.

Создание общего электроэнергетического рынка ЕАЭС - важнейший этап развития энергетической интеграции. В конечном итоге это необходимо для перехода к рыночным механизмам ценообразования на электроэнергию на всем

пространстве ЕАЭС, включая биржевое ценообразование, что будет способствовать развитию добросовестной конкуренции. Для успешной реализации поставленных задач по созданию общего электроэнергетического рынка к 2025 г. необходимо завершить разработку правил его функционирования. Кроме того, необходимо будет разработать регламенты электронной биржевой торговли электроэнергией и мощностью. В соответствии с нормативными документами и планами ЕЭК, общий электроэнергетический рынок Союза будет запущен в тестовом режиме с 1 января 2024 г. [143]. Запуск общего рынка электроэнергии, помимо очевидных преимуществ в части работы энергосистемы и возможностей организации перетоков между странами, формирует, тем не менее, некоторые вызовы для российских участников, а именно - ужесточение конкуренции на российском рынке электроэнергии в результате запуска АЭС в Республике Беларусь и увеличения загрузки объектов угольной генерации Казахстана с низкими затратами на выработку электроэнергии. Это может привести к сокращению объемов генерации российскими генерирующими холдингами за счет формирования перетоков электроэнергии из Беларуси и Казахстана в Россию. При этом также может усилиться давление на цены и, соответственно, сократится выручка российских производителей электроэнергии.

Рынок природного газа находится в наиболее тесной взаимосвязи с рынком электроэнергии, поскольку в странах ЕАЭС высока доля газовой электрогенерации. В условиях создания общего рынка газа Союза возникают риски, связанные с принятием изменений в ПСОГ, в результате чего тарифы на транспортировку природного газа в рамках ЕАЭС, а также тарифы для субъектов национального рынка газа России могут быть приведены к единой ставке, что может в значительной степени повлиять на падение объемов выручки оператора Единой газотранспортной системы России. Более того, по нашему мнению необходимо предельно взвешенно подходить к принятию любых поправок к ПСОГ, которые не учитывают в полной мере интересы российских компаний, в том числе - оператора Единой газотранспортной системы России. В целом на сегодняшний день ПСОГ и соответствующие приложения и сопроводительные документы

включают ряд положений, формирующих потенциальные вызовы и ограничения для развития Единой газотранспортной системы России.

Необходимо также обеспечить сохранение баланса обязательств собственника и оператора ГТС ЕСГ и его контрагентов. В частности, не допускать формирования требований о поставках газа по маршрутам, для которых не предусмотрены действующие тарифы, учитывать обязательства операторов ГТС в строгом соответствии с договорами на поставку газа, учитывать доступность свободных мощностей и определить транспортировку газа как услугу, обязательную к оплате потребителем такой услуги [4].

Кроме того, в части избыточных обременений, возлагаемых на оператора ГТС ЕСГ, основными вызовами являются:

- необходимость оформления заявок на транспортировку газа в тех случаях, когда ее осуществляет собственник ГТС, в порядке, аналогичном оформлению заявок независимых поставщиков;

- обязанность оператора ГТС доказывать отсутствие свободной мощности ГТС;

- требования по предоставлению операторами ГТС в ЕЭК информации, являющейся коммерческой тайной.

Важнейшим вопросом создания общего рынка газа Союза является создание справедливых механизмов компенсации затрат собственника и оператора ГТС. В этой связи необходимо предусмотреть механизмы, позволяющие обеспечить компенсацию капитальных и операционных затрат собственника и оператора ГТС либо в рамках соответствующего уровня тарифов, либо в рамках иных компенсационных механизмов. Кроме того, в настоящее время не предусмотрен экономически обоснованный механизм взаимосвязи уровня тарифа на транспорт газа и расстояния транспортировки, отсутствует взаимосвязь длительности оказываемой услуги по транспортировке и уровня тарифов. Более того, у оператора ГТС должна сохраняться возможность изменения объемов транспортировки газа (гибкость поставок) в рамках соглашений на транспортировку. Обеспечение

гибкости работы ГТС является необходимым условием балансировки, стабильной, безопасной и надежной работы ГТС.

В части финансовой ответственности участников общего газового рынка ЕАЭС за выполнение принятых обязательств, основными вызовами являются:

- неопределенность механизма контроля соблюдения запрета на вывоз газа в третьи государства с территории государства-члена, предназначенного для потребления на внутреннем рынке этого государства-члена;

- отсутствие механизмов выплаты компенсации в случае нарушения запрета на вывоз газа с территории государства-члена в третьи государства, в т. ч. отсутствие в проекте Соглашения требования выплаты компенсации в пользу поставщика газа;

- отсутствие механизмов финансовой ответственности участников общего рынка газа за выполнение заявок на транспорт газа.

Ключевым вызовом для российских нефтегазовых компаний, который может возникнуть при создании общего рынка нефти и нефтепродуктов Союза, можно считать применение преференций в рамках «налогового маневра» к белорусским и другим нефтеперерабатывающим предприятиям ЕАЭС. Это может привести к неоправданному ужесточению конкуренции в ЕАЭС для российских НПЗ.

Ниже представлен перечень вызовов и ограничений для отечественных энергетических компаний при формировании общих рынков ТЭР в ЕАЭС (таблица 6).

Таблица 6 - Вызовы и ограничения для российских энергетических компаний при формировании общих рынков ЕАЭС

Вызов / ограничение Фактор вызова / ограничения Возможные последствия

Формирование общего рынка электроэнергии

Рост объемов поставок на рынок РФ электроэнергии из государств ЕАЭС Получение генерирующими компаниями государств-членов ЕАЭС возможности неограниченных поставок электроэнергии в Россию в рамках ОРЭ Снижение выработки генерирующих компаний Снижение цен на электроэнергию Уменьшение выручки генерирующих компаний Снижение выручки компаний-производителей газа

Формирование общего рынка газа

Выполнение требований о поставке газа оператором ГТС вне зависимости от наличия действующего экономически обоснованного тарифа для маршрута Нарушение в ПСОГ и приложениях к нему баланса обязательств собственника и оператора ГТС ЕСГ и его контрагентов Возложение на российские компании затрат других участников рынка, особенно в части транспортировки газа

Не учитываются обязательства оператора ГТС в части определения свободной мощности в соответствии с действующими договорами по транспорту газа

Транспортировка газа не рассматривается как услуга, обязательная к оплате потребителем такой услуги по экономически обоснованной цене

Продолжение таблицы 6

Вызов / ограничение Фактор вызова / ограничения Возможные последствия

Необходимость заявок на транспортировку газа в тех случаях, когда ее осуществляет собственник ГТС, в порядке, аналогичном оформлению заявок независимых поставщиков Возложение в ПСОГ и приложениях и приложений к нему избыточных обременений на российские компании Увеличение затрат российских компаний

Обязанность оператора ГТС доказывать отсутствие свободной мощности ГТС

Требования по предоставлению операторами ГТС в ЕЭК информации, являющейся коммерческой тайной

Отсутствие учета компенсации капитальных и операционных затрат операторов ГТС при формировании тарифов Отсутствие в проекте в ПСОГ и приложениях к нему положений о полной компенсации затрат собственника и оператора ГТС Тарифы на транспорт газа не соответствуют экономически обоснованному уровню

Отсутствие взаимосвязи уровня тарифов с объемами транспортировки газа и периодом оказания услуг по транспортировке

Отсутствие права оператора ГТС на гибкость подачи и отобора газа в систему для целей балансировки ГТС и обеспечения стабильности ее работы

Неопределенность механизма контроля соблюдения запрета на вывоз газа в третьи государства с территории государства-члена, предназначенного для потребления на внутреннем рынке этого государства-члена Отсутствие в проекте в ПСОГ и приложениях к нему механизмов, обеспечивающих финансовую ответственность участников общего газового рынка ЕАЭС за выполнение принятых обязательств Возложение убытков от нарушения участниками общего газового рынка ЕАЭС принятых обязательств на российские компании

Продолжение таблицы 6

Вызов / ограничение Фактор вызова / ограничения Возможные последствия

Отсутствие механизмов выплаты компенсации в случае нарушения запрета на вывоз газа с территории государства-члена в третьи государства, в т. ч. отсутствие в проекте Соглашения требования выплаты компенсации в пользу поставщика газа

Отсутствие механизмов финансовой ответственности участников общего газового рынка Союза за выполнение заявок на транспорт газа

Создание общего рынка нефти и нефтепродуктов

Распространение льгот и компенсационных мер в рамках «налогового маневра» на нефтеперерабатывающие предприятия Республики Беларусь и других государств ЕАЭС Требования Беларуси о предоставлении компенсации доходов, выпадающих в результате налогового маневра в России Ухудшение условий конкуренции для НПЗ

Источник: оценка автора.

Одними из наиболее явных вызовов в рамках ЕАЭС, с которым могут столкнуться российские компании, являются различные ограничения транзита, либо увеличение издержек на транзит нефти и газа через территорию Беларуси. Через территорию Беларуси проходит два ключевых канала экспорта российских энергоносителей в Европу: магистральный газопровод «Ямал-Европа» мощностью 32,9 млрд куб. м в год и нефтепровод «Дружба» мощностью 66,5 млн т в год (рисунок 27).

- МГ «Ямал-Европа» - МНП «Дружба»

Рисунок 27 - Схема транзитных маршрутов поставки российских углеводородов

через территорию Беларуси Источник: составлено автором

Условия транзита по данным магистралям остаются предметом регулярных дискуссий между российской и белорусской сторонами. При этом тарифные ставки на транзит нефти и газа определяются законодательством страны [2, 3] и соглашениями между компаниями [139]. Данные ставки склонны к постоянному

увеличению, особенно в части нефти, поэтому актуальной задачей является оценка чувствительности выручки российских компаний к изменениям условий транзита.11

Транспортный тариф на прокачку нефти и природного газа по трубопроводным системам через территорию Республики Беларусь является одним из компонентов цепочки затрат российских нефтегазовых компаний при экспорте нефти и природного газа трубопроводным транспортом на европейские рынки. Оценка чувствительности выручки российских компаний к изменениям тарифных условий транзита проводилась методом анализа эластичности выручки при изменении транспортного тарифа в диапазоне от -30% до +30% с использованием линейной зависимости вида:

! = #$ + & (1)

где:

у - отклонение выручки от поставок ТЭР, выраженное в процентах;

х - изменение тарифа на прокачку ТЭР по территории Республики Беларусь, выраженное в процентах;

к, Ь - коэффициенты линейной функции, определяемые расчетным путем с помощью автоматизированных инструментов «ИНДЕКС» и «ЛИНЕЙН» электронного табличного процессора.

Полученные массивы показателей проанализированы на предмет оценки эластичности их результирующих отклонений относительно первичных отклонений тарифных условий, результаты анализа чувствительности в виде графиков линейных функций представлены на рисунке 28.

11 Потенциал выручки российских компаний определен как произведение объема поставленных энергоресурсов и средневзвешенной цены реализации: для нефти - цены на нефть марки «Юралс» в 2019 г., для газа - средневзвешенной цены реализации в 2019 г. по открытым данным ООО «Газпром экспорт».

Рисунок 28 - Анализ чувствительности выручки от поставок нефти и газа к отклонениям тарифных условий транзита Источник: рассчитано автором на основе данных рассматриваемых компаний.

В случае увеличения тарифов на транзит газа и нефти по территории Беларуси выручка российских компаний может сократиться, однако чувствительность выручки к изменениям тарифных условий достаточно низкая, особенно для нефти: при изменении тарифа на прокачку нефти на 30% выручка изменится на 0,3%, при изменении тарифа на прокачку газа на 30% выручка изменится на 1,6%. Это подтверждает высокую устойчивость российских компаний к подобным транзитным вызовам, однако необходимо подчеркнуть, что увеличение тарифов остается нежелательным для отечественных экспортеров ТЭР.

3.3 Предложения по развитию деятельности российских нефтегазовых компаний с учетом использования возможностей экономической интеграции ЕАЭС