|
Такую задачу поставила перед собой рабочая группа экспертов России/"Газпрома" в процессе неформальных консультаций с европейскими энергорегуляторами. Их целью является сведение к минимуму неопределенностей и рисков, которые повлекло за собой принятие Евросоюзом Третьего Энергопакета.
Основным является риск отсутствия необходимых для прокачки законтрактованных объемов газа транспортных мощностей и возникновение т.н. "контрактного несоответствия". Внедрение предлагаемой нами скоординированной в рамках ЕС и регулярно повторяемой процедуры "открытой подписки" (open season) на трубопроводные мощности позволит через некоторый интервал времени исключить системное появление дефицита мощностей на рынке ГТС ЕС и обеспечить бесперебойное снабжение газом напрямую — минуя оптовых покупателей/перепродавцов российского газа — конечных потребителей стран ЕС. Это лишь одно, но одно из наиболее существенных предложений в отношении операционных деталей функционирования рынка газа ЕС.
Это и другие предложения мы продолжаем обсуждать с энергорегуляторами стран ЕС, стремясь определить те зоны неопределенности, которые могут создавать как дополнительные риски, так и дополнительные выгоды для всех участников трансграничных производственно-сбытовых цепочек, ориентированных на ЕС, в том числе для российских поставщиков, и найти сбалансированные взаимоприемлемые решения для всех участников. С 2009 года международные рынки газа, и в частности Европейский газовый рынок, характеризуются гораздо более высокими рисками и неопределенностями, чем в предыдущие годы. Для рынка ЕС это четыре группы возросших неопределенностей и связанных с ними рисков: неопределенности спроса, предложения, в институциональной сфере и в области политики.
Рынки газа: возросшая неопределенность
Неопределенности спроса возросли, во-первых, в результате глобального экономического кризиса 2009–2010 годов, вторая волна которого предсказывается все с большей вероятностью. Кризисное снижение спроса конвертировалось и в динамику прогнозных оценок. По сравнению с докризисными прогнозами общий тренд выполненных во время кризиса прогнозных оценок спроса на газ стал показывать более умеренный рост, а нижняя граница "радикального" диапазона вообще переходит в отрицательную зону,характеризуется отрицательной динамикой в наиболее "радикальных" прогнозах, каковыми являются прогнозы спонсируемых Еврокомиссией институтов и организаций. При этом по "крайним" сценариям (например, выполненным по модели PRIMES) импортный спрос на газ в ЕС до 2030 года оказывается ниже уровней собственной добычи и уже законтрактованных объемов газа.
В это же время, в дополнение к известной энергетической программе ЕС "20-20-20", нацеленной на повышение энергоэффективности и декарбонизацию европейской энергетики, появился еще более радикальный сценарий ее декарбонизации — "Энергетическая Дорожная Карта ЕС ’2050", которая предусматривает в итоге снижение на 85–90% выбросов СО2. Эта "Карта" делает основной жертвой борьбы ЕС за чистую энергетику наиболее экологичный вид ископаемого топлива — природный газ. Изложенное оставляет открытым вопрос: является ли текущее (кризисное) снижение спроса на газ преходящим или оно станет постоянной характеристикой развития европейской энергетики и политикой фактического "ухода от газа"? В результате конкурентная спросовая ниша для российского газа в Европе как минимум становится более неопределенной, а по худшему сценарию — существенно сжимается. Неопределенности предложения связаны с расширением номенклатуры поставщиков на европейский рынок газа и с продолжающей усиливаться их конкуренцией.
Строительство новых, заложенных до кризиса и нацеленных на ЕС трубопроводов и мощностей приемных терминалов СПГ было дополнено в период кризиса переориентацией с США на ЕС экспортных потоков СПГ из региона Ближнего и Среднего Востока (в первую очередь, из Катара), Африки и Латинской Америки, которые столкнулись с фактическим закрытием для импортного СПГ американского газового рынка. Последнее явилось результатом "тихой сланцевой революции" в США. Она привела не только к самообеспеченности американской экономики собственным (включая канадский) газом, но и к падению цен на ключевой американской торговой газовой площадке Henry Hub ниже газовых котировок на NBP (Национальной Точке Балансирования) — торговой газовой площадке Соединенного Королевства.
Это создало дополнительные стимулы для арбитражных сделок в рамках спотовых поставок СПГ в Атлантическом бассейне, которые в условиях падения спроса еще более усилили избыток предложения в Европе, особенно в западной ее части. Дальнейшее наращивание добычи сланцевого газа в США ставит в повестку дня вопрос о перепрофилировании ряда американских регазификационных мощностей импортных терминалов СПГ в мощности по сжижению сланцевого газа и о превращении США из нетто-импортера в экспортера СПГ, произведенного на основе американского сланцевого газа. Большая часть экспорта американского СПГ, в случае осуществления таких проектов, пойдет, по-видимому, в Европу. Неясны перспективы производства собственного нетрадиционного газа и в самом ЕС.
Все это увеличивает неопределенность уровней предложения газа в Европу, но, безусловно, ведет к росту уровня конкуренции среди поставок газа на этот рынок. Именно в период кризисного избытка предложения — 3 сентября 2009 года — вступил в силу Третий Энергетический Пакет ЕС, который кардинально меняет архитектуру оптового рынка газа в Европе и тем самым создает дополнительные — институциональные — неопределенности для поставщиков газа на этот рынок (об этом более подробно будет сказано ниже).
Наконец, политические неопределенности являются, на мой взгляд, результатом многочисленных межгосударственных разногласий в газовой сфере на постсоветском пространстве, которые, в свою очередь, отражают долгий и в ряде случаев мучительно трудный переход к рыночно ориентированному ценообразованию и контрактным поставкам. Апофеозом этих разногласий явились российско-украинские газовые конфликты, повлекшие перерывы в транзитных поставках газа в Европу в январе 2006-го и январе 2009 года.
В итоге виртуальная, казалось бы, возможность перерыва в поставках советского/российского газа в ЕС (о чем с 1970-х годов не уставали повторять европейским коллегам их американские друзья) превратилась во вполне материальную и, увы, не единичную реальность текущей хозяйственной практики. При этом для покупателей российского газа в ЕС вопрос о том, по чьей действительно вине произошел перерыв в транзитных поставках — по вине поставщика (России) или транзитной страны (Украины), — является второстепенным, а ответ на него — предопределенным, ибо по условиям долгосрочного контракта на поставку обязанность обеспечить доставку законтрактованных объемов газа в пункт сдачи-приемки в оговоренные сроки лежит на поставщике. В итоге 22 дня перерыва в поставках перечеркнули 40 лет предшествующих бесперебойных поставок и предопределили появление нового элемента в энергетической политике ЕС: совокупность действий, нацеленных на уменьшение зависимости от российского газа (наращивание диверсификации поставок, строительство трубопроводов-интерконнекторов, подземных газохранилищ и пр.).
Третий Энергопакет ЕС: риски либерализации
Третий Энергопакет ЕС на сегодня является завершающим документом, регламентирующим цепочку долговременных преобразований, начатых в газовой сфере ЕС Первым (1998 г.) и Вторым (2003 г.) Энергопакетами (Газовыми Директивами и соответствующими Регулированиями). Третий Энергопакет — это та объективная реальность, которая будет заставлять "Газпром", хочет он этого или нет, организовывать свой бизнес в Европе по-новому, а именно: работать в перспективе на этом рынке только в качестве поставщика (грузоотправителя). Зато предоставляет ему (пока потенциальную) возможность поставлять газ непосредственно конечным потребителям стран ЕС, минуя оптовых перекупщиков/перепродавцов (см."Контрактная структура трансграничной цепи газоснабжения Россия-ЕС...").
Формирование внутреннего законодательства ЕС — это суверенное право стран-членов ЕС. "Газпром" и других участников газового рынка ЕС предупреждали о направлении грядущих перемен почти 15 лет подряд. В то же время такие преобразования должны происходить эволюционным путем, давая возможность хозяйствующим субъектам постепенно адаптировать контрактную структуру своих поставок к новым законодательным требованиям по мере завершения действующих контрактов. Нельзя требовать от хозяйствующих субъектов перезаключения действующих контрактов в связи с изменением законодательства — это будет противоречить принципам контрактного права.
Контракты (особенно инвестиционные) обычно защищены т.н. "дедушкиными оговорками", не допускающими применения обратной силы к законодательным актам и требующими соблюдения условий неухудшения стартовых контрактных условий при введении в действие новых законодательных актов. При этом такие преобразования по формированию единого внутреннего газового рынка ЕС не должны создавать необоснованных препятствий для осуществления поставок газа потребителям, не должны ограничивать их в выборе поставщиков и/или инструментов обеспечения поставок газа (контрактных структур и механизмов ценообразования) или искусственно ухудшать эффективность осуществления поставок в рамках выбранной суверенными государствами архитектуры рынка газа на их собственной территории. Можно выделить следующие ключевые идеологемы Газовых Директив ЕС (1998, 2003, 2009 гг.) и порождаемые ими проблемы, создающие дополнительные риски для инвестиций и торговли (см."Проблемы Газовых Директив").
Одной из ключевых проблем на газовом рынке ЕС является риск возникновения так называемого "контрактного несоответствия". Ее появление является закономерным результатом целенаправленно проводимой политики ЕС по разделению бизнеса поставки товара (газа) и бизнеса его транспортировки, а значит, раздельное и независимое развитие и регулирование рынка товарного газа и рынка газотранспортных мощностей. В конечном итоге риск возникновения "контрактного несоответствия" удорожает стоимость поставок, а само его возникновение может привести к невыполнению поставщиком своих контрактных обязательств по поставкам по независящим от него причинам (ниже об этом будет сказано подробнее).
Третий Энергопакет: минусы и плюсы для поставщиков
Многие считают, что "единый внутренний рынок газа ЕС" будет неким гомогенным образованием, некой единой зоной, единым рыночным пространством на территории из 27 стран. Но это не так. В соответствии с Третьим Энергопакетом единый внутренний рынок газа ЕС — это серия региональных зон с тарифами "вход-выход" и с виртуальным ликвидным хабом (торговой рыночной площадкой — центром спотовой торговли газом) в каждой зоне (см."Будущая организация "единого" внутреннего рынка газа ЕС в соответствии с Третьим Энергетическим пакетом ЕС..."). Однако следует отметить два важных положения в отношении ликвидных виртуальных хабов. (1)
Региональные хабы в рамках модели единого (эффективно функционирующего) рынка газа ЕС декларируются как ликвидные. Пока же ни один из хабов континентальной Европы к категории ликвидных отнесен быть не может. Показатель ликвидности (т.н. "чёрн") не превышает на хабах континентальной Европы уровня 3–5, в то время как общепринятое пороговое значение чёрна для отнесения торговой площадки к категории ликвидных равняется 15. Только у NBP уровень чёрна колеблется в районе 15. При этом рост ликвидности европейских хабов в последние (кризисные) годы связан преимущественно с перепродажей на этих торговых площадках излишков газа, высвобождавшихся в рамках контрактных закупок (в том числе российского газа) сверх минимальных обязательных объемов "бери-и/или-плати". Таким образом, быстрый дальнейший рост ликвидности этих площадок представляется мне весьма сомнительным. (2)
При организации торговли через систему виртуальных хабов, газ, который вошел в тарифную зону "вход-выход" (после того как уплачен входной тариф), считается уже находящимся на хабе. И бремя доставки газа внутри зоны конкретному потребителю ложится на оператора/собственника ГТС. Таким образом, если законтрактованный потребитель находится внутри зоны (Третий Энергопакет предусматривает возможность заключения прямых контрактов с конечными потребителями минуя оптовых и/или розничных посредников-перекупщиков), а пункт сдачи-приемки российского газа — традиционно на границе страны (зоны), возникают риски и неопределенности, связанные с доставкой газа от границы зоны до потребителя внутри зоны ("контрактное несоответствие" внутри зоны). Поэтому, несмотря на то, что Третий Энергопакет — это реформа сектора оптовой торговли газом внутри ЕС, он оказывает, тем не менее, непосредственное влияние на те действующие российские контракты, по которым поставляется газ в ЕС, поскольку пункты сдачи-приемки газа российских ДСЭГК находятся глубоко внутри в ЕС (см."Контрактная структура трансграничной цепи газоснабжения Россия-ЕС...").
Изначальной целью Еврокомиссии при смене правил игры на газовом рынке ЕС были не контракты "Газпрома", а долгосрочные контракты национальных чемпионов ENI, Ruhrgas, Gas de France и т.д., которые, по мнению Еврокомиссии, монополизируют внутренние национальные рынки стран-членов ЕС. Реформа сектора оптовой торговли направлена на то, чтобы уменьшить именно их монопольное положение на национальных рынках и на рынке ЕС в целом. Но при таком сценарии развития событий "Газпром" стал, тем не менее, косвенной жертвой преобразований (что называется, попал под раздачу) — в части своих контрактов внутри территории ЕС. Однако в Третьем Энергопакете есть и прямые, как считается, антигазпромовские статьи, например, ст.11 Третьей Газовой Директивы о специальном порядке сертификации для компаний из третьих стран. Отсюда следует довольно естественно, что первоочередное внимание России обращено к Третьему Энергопакету с точки зрения создания им "вектора угроз" для российских поставок в Европу. Справедливости ради необходимо отметить, однако, что Третий Энергопакет, создавая эти реальные риски и неопределенности негативного свойства для сегодняшних (действующих) российских контрактов, одновременно декларирует потенциальные возможности, формирует предпосылки для новых выгод внутри ЕС поставщикам газа извне ЕС. Правила Третьего Энергопакета дают возможность миновать поставки посредникам и обращаться к конечным покупателям напрямую, получая все выгоды от таких прямых поставок. Однако эти выгоды пока являются исключительно потенциальными, поскольку их материализация будет зависеть от того, каким образом будут прописаны возможности по их реализации в подзаконных актах к Третьему Энергопакету (об этом ниже).
Документы Третьего Энергопакета
Третий Энергопакет ЕС, вступивший в силу 03 сентября 2009 года, состоит из пяти документов. Из них к газу относятся три: Третья Газовая Директива и два Регулирования: No713 — о создании Агентства по сотрудничеству энергорегуляторов и No715 — о правилах доступа к газотранспортной инфраструктуре (см."Третий Энергопакет ЕС, газ"). Третья Газовая Директива не является документом прямого действия. Ее положения должны быть инкорпорированы в национальные законодательства стран-членов ЕС. На это им было дано 18 месяцев. Однако к марту 2011 года ни одна из стран ЕС этого не сделала. В конце февраля 2011 года Комиссар ЕС по энергетике Г.Эттингер продлил странам ЕС до осени срок приведения своих национальных законодательств в соответствие с Третьей Директивой. Однако в сентябре того же года, отмечая слабый прогресс в этом вопросе, Еврокомиссия подала в Европейский суд иски на 18 стран ЕС, обвиняя их в нарушении предусмотренных законодательством обязательств. Но даже в январе 2012 года 8 стран ЕС так пока и не представили соответствующих уведомлений о приведении своего национального законодательства в соответствие с Третьей Директивой. Эта информация содержит в себе одновременно как отрицательный, так и положительный элементы. Отрицательный — это существенное замедление процесса формирования новых правил игры, удлинение периода неопределенности на европейском газовом рынке, в течение которого будет отсутствовать ясность (а значит, будут действовать повышенные риски) в применении новых правил госрегулирования на рынке газа ЕС. Первоначально предусматривалось в течение 18 месяцев не только инкорпорировать в национальные законодательства странчленов ЕС положения Третьей Газовой Директивы, но и разработать необходимые для функционирования единого рынка газа ЕС операционные подзаконные акты: не являющиеся юридически-обязательными 12 Рамочных Руководящих Указаний (РРУ) и юридически-обязательные 12 Сетевых Кодексов (СК). Сегодня же целью Еврокомиссии является завершение подготовки пакета необходимых документов по запуску единого рынка газа ЕС уже лишь в 2014 году. Поэтому положительный элемент — это расширение временного окна возможностей для сотрудничества с разработчиками подзаконных актов к Третьему пакету с целью более эффективного и сбалансированного учета в них интересов всех участников трансграничных производственно-сбытовых газовых цепочек, ориентированных на рынок ЕС, с целью минимизации рисков и неопределенностей для всех участников рынка газа. А это необходимо, поскольку общепризнано, что являясь новаторским документом, предлагающим радикально новую модель архитектуры рынка газа ЕС, и к тому же продуктом политического компромисса, Третий Энергопакет, скажу мягко, не свободен от недостатков, во многом несбалансирован, его положения допускают различные интерпретации и т.п. Эти изъяны должны ликвидировать вышеуказанные подзаконные акты. Поэтому появляется окно возможностей для диалога, чтобы убедить наших европейских коллег предлагать в рамках РРУ такие интерпретации положений Директивы, которые не будут создавать дополнительные риски для участников газового бизнеса в Европе. Таким образом, политическая задача подготовки более либеральной модели рынка газа ЕС, являющаяся суверенным внутренним делом стран ЕС, тем не менее, может быть реализована в направлении более взаимоприемлемых (с точки зрения экономического, а иногда и просто здравого смысла) операционных процедур, чем это было заложено/предусматривалось изначально в Третьем Энергопакете.По итогам уже первых раундов, начавшихся в январе 2010 года и нацеленных на решение вышеуказанных проблем неформальных консультаций экспертов России/Группы "Газпром" и энергорегуляторов стран-членов ЕС с участием представителей Еврокомиссии и других заинтересованных участников рынка, в пакете подзаконных актов к Третьему Энергопакету по газу появился еще один не являющийся юридически обязательным документ: Целевая модель рынка газа (ЦМРГ) ЕС (см."Третий Энергопакет ЕС, газ"). Этот документ (подготовка его также еще не завершена) должен создать целостное представление об архитектуре рынка газа, но уже не на уровне принципов и механизмов контроля участников рынка, а на уровне операционных механизмов и процедур, обеспечивающих функционирование самого рынка.
Двухсекторная модель рынка газа ЕС
Подготовленные в конце 2010 году по заказу Совета Европейских Энергорегуляторов первые проекты документов по ЦМРГ в основном концентрировались на том, что вся торговля газом в ЕС будет осуществляться на основе краткосрочных (сроком менее одного года) и/или спотовых контрактов через систему виртуальных ликвидных хабов. При этом отсутствовали переходные меры от существующей к новой институциональной структуре поставок газа в ЕС: сам факт их отсутствия создает дополнительные риски для всех его участников. Доминирующая сегодня в Европе структура поставок выстраивалась в течение 50 лет, и в одночасье кардинально и безболезненно перестроить ее не представляется возможным. Поэтому сегодня, в рамках вышеупомянутых неформальных консультаций, обсуждается двухсекторная модель будущего рынка газа ЕС. Один сегмент — это долгосрочные поставки, покрывающие основную, базисную часть графика нагрузки. Эти поставки будут обеспечиваться срочными контрактами, которые представляют собой более гибкие и адаптивные ДСЭГК (по отбору контрактных объемов, по ценовой формуле и механизмам ее адаптации) с модифицированными формулами ценообразования, построенными на стоимости замещения газа. При этом индексация цены газа может осуществляться в привязке не только к нефтепродуктовым котировкам. Эти обновленные ДСЭГК должны иметь долгосрочный доступ к трубе (на основе процедуры "открытой подписки" — open season; о ней речь ниже) на весь срок и весь объем ДСЭГК во избежание "контрактного несоответствия". Учет рисков и неопределенностей для этого сегмента рынка поначалу отсутствовал в ЦМРГ ЕС. Эти вопросы добавляются пошагово в ЦМРГ по итогам консультаций и "технических" дискуссий с российской стороной. Так, нам удалось также добиться появления в ЦМРГ и долгосрочной контрактации газотранспортных мощностей, и описания принципиальной возможности осуществления дальнего транспорта газа через совокупность региональных зон (модель MECO-S) — все это отсутствовало в первых редакциях ЦМРГ. В итоге в проекте сетевого кодекса по распределению газотранспортной инфраструктуры, представленном в начале марта с.г., заложена возможность (и прописаны операционные процедуры) по контрактации доступа к газотранспортным мощностям на 15 лет вперед. Другой сегмент — это краткосрочные поставки, покрывающие дополнительную, пиковую и полупиковую нагрузку. Эти поставки будут обеспечиваться краткосрочными (до 1 года) и спотовыми контрактами с фьючерсными котировками на основе биржевых ценовых индексов. Первоначальные варианты ЦМРГ ЕС охватывали только этот сегмент рынка, долгосрочные поставки и связанные с ними риски и неопределенности оставались вне зоны учета обоснованных интересов участников рынка.
Проблема "контрактного несоответствия"
Пока на рынке доминировали ВИК (отсутствовало требование их десегментации), пока такая ВИК сама добывала газ и сама поставляла его по той трубе, которую она сама же и построила на принципах проектного финансирования, которой она владела на праве собственности и которую она окупала за счет того газа, который поставляла по этой трубе, естественно, эта компания была заинтересована заполнить трубу полностью. Чем больше вы заполняете объем этой трубы, тем быстрее окупаются вложенные инвестиции. Этого требовали не сами по себе нефтегазовые компании операторы инвестпроектов, а, в первую очередь, те финансовые институты, которые представляли им заемное (долговое) финансирование (до 60–80% средств, инвестируемых в проекты по добыче и транспортировке газа, привлекаются на принципах проектного (долгового) финансирования). И если раньше проблема "контрактного несоответствия" не возникала, то теперь же во всех суверенных государствах между Россией и конечными потребителями в ЕС право собственности на трубу принадлежит соответствующим национальным операторам, а право собственности на газ в этой трубе остается у экспортера. Значит, для исполнения контракта на поставку необходимо наличие двух согласующихся между собой контрактов между двумя разными парами субъектов предпринимательской деятельности (см."Проблема контрактного несоответствия"):
●контракт на поставку между поставщиком (ДС1) и покупателем (ДС2) на объем и на срок;
●контракт на транспортировку между поставщиком/грузоотправителем (ДС1) и оператором ГТС соответствующей страны (ДС3).
В случае транзитных поставок через территорию нескольких стран (региональных зон) для исполнения одного контракта на поставку требуется несколько согласованных с ним по срокам и объемам контрактов на транспортировку/транзит. Если какой-то один параметр в указанной совокупности контрактов не соответствует всем остальным, возникает "контрактное несоответствие" и риск неисполнения контракта на поставку. При этом ответственность за исполнение контракта на поставку лежит, как правило, на поставщике, вне зависимости от причин неисполнения контракта, т.е. вне зависимости от возникновения "контрактного несоответствия". Основная причина возникновения "контрактного несоответствия" — дефицит мощностей транспортировки. Его появление зависит, как правило, от собственника/оператора ГТС, допустившего возникновение данного дефицита мощностей. Или когда страна, по территории которой проходит труба, или оператор ГТС в этой стране не готовы предоставить долгосрочный доступ к трубе на весь срок и объем долгосрочного контракта на поставку. Возможно два пути решения проблемы "контрактного несоответствия": (а) разрешение проблемы после ее возникновения и (б) недопущение ее возникновения. В первом случае, если избежать появления "контрактного несоответствия" не удалось и эта проблема уже существует, доказавшим свою эффективность путем ее решения является применение т.н. "права первого отказа" (ППО). Этот механизм эффективно применялся, например, до 2009 года во взаимоотношениях между "Газпромом" и "Нафтогазом Украины", когда в рамках осуществления российских ДСЭГК в Европу транзитные контракты через Украину должны были возобновляться ежегодно. Однако этот механизм оказался неприменимым на территории ЕС, так как, по мнению Еврокомиссии, противоречит конкурентному законодательству ЕС (это было неоднократно заявлено представителями Еврокомиссии в период 2003–2007 годов в ходе консультаций Россия–ЕС по проекту Протокола к Энергетической Хартии по Транзиту). Остается второй путь — не допустить появления "контрактного несоответствия". Какие существуют механизмы такого решения этой проблемы в рамках Третьего Энергопакета ЕС? Российскими экспертами предложен такой механизм — регулярно повторяющаяся и скоординированная в рамках ЕС (то есть по всей совокупности "региональных зон" ЕС) процедура "открытой подписки" (open season) в рамках возобновляемого 10-летнего плана развития газотранспортной инфраструктуры ЕС.
Система Open Seasons
Если мы сталкиваемся с наличием конкурентного спроса на трубопроводные мощности, то есть с ситуацией, при которой всем грузоотправителям, подавшим гарантированные заявки на требуемые им мощности транспортировки, не смогут быть предоставлены запрошенные ими объемы на прокачку, значит, существует проблема дефицита мощностей. Существующие проекты подзаконных актов к Третьему Энергопакету предлагают в качестве системного решения в отношении доступа к мощностям транспортировки аукционный принцип. На наш взгляд, аукционный принцип не является системным решением проблемы дефицита мощностей. В ходе неформальных консультаций с энергорегуляторами стран ЕС мы предложили нашим европейским коллегам механизм "открытой подписки" — open season (см."Процедура "открытой подписки" (Open Season)..."). Это - механизм скоординированного развития товарных рынков (газа) и рынка газотранспортных мощностей в рамках десятилетнего плана развития газовой инфраструктуры ЕС. Формирование таких планов сегодня является обязанностью для операторов ГТС в связи с Третьим Энергопакетом. Собрав заявки, оператор ГТС проводит сопоставление спроса на мощности с наличными мощностями транспортировки. Если наличные мощности имеются, происходит резервирование мощностей и зарезервированные мощности вычитаются из наличных мощностей транспортировки. Если спрос на мощности превышает объем наличных мощностей, то есть существует (в настоящее время) или возникает (на каком-то интервале перспективного 10-летнего периода) дефицит мощностей, то оператор ГТС данной зоны рассматривает возможность ликвидации этого дефицита. Системное (долгосрочное) решение проблемы дефицита мощностей — это инвестиционное решение, которое, однако, не может мгновенно устранить дефицит мощностей (см."Процедура открытой подписки делает необходимость применения аукционов временным явлением..."). Поэтому в переходный период будут применяться краткосрочные решения, а именно: механизмы недискриминационного, прозрачного, конкурентного — аукционного — распределения дефицитных мощностей. Этим вопросам посвящено РРУ "Распределение мощностей" (Capacity Allocation Mechanisms). При этом, во избежание искусственного создания дефицита наличных мощностей, для предотвращения спекулятивного их накапливания и/или блокирования доступа к ним, необходимо применение таких процедур, как "используй или теряй" ("use it or loose it"), "используй или продай" ("use it or sell it"), "используй или сдай в аренду" ("use it or lease it", см."Процедура "открытой подписки" (Open Season)..."). Эти процедуры прописаны в РРУ "Управление транспортными перегрузками" (Congestion management), которое стало Приложением к Регулированию No715 Третьего Энергопакета. Итак, для устранения дефицита мощностей необходимо инвестиционное решение. Поэтому ключевой законодательной нормой в рамках предложенной нами процедуры является то, что оператор ГТС обязан инвестировать в случае наличия обоснованного спроса на дополнительные мощности и обоснованной рентабельности таких инвестиций (после согласования с заинтересованными грузоотправителями уровня тарифа на транспортировку, необходимого для финансирования расширения мощностей в запрошенных грузоотправителями объемах). В итоге, инвестиции в расширение мощностей будут профинансированы и их дефицит устранен. Каждый год, проводя процедуру "открытой подписки", операторы ГТС уточняют спрос на мощности, но изначальный дефицит, который они определили в ходе первой процедуры "открытой подписки", будет ликвидирован к концу переходного периода: участники рынка выйдут из "периода с аукционами" и войдут в "период без аукционов"
АНДРЕЙ КОНОПЛЯНИК
Директор по регулированию энергетических рынков, руководитель проекта, Фонд "Институт энергетики и финансов"; профессор кафедры "Международный нефтегазовый бизнес" РГУ нефти и газа им. И.Губкина, координатор с российской стороны неформальных консультаций экспертов России/"Газпрома" и ЕС по проблемным вопросам имплементации Третьего Энергетического пакета ЕС (a_konoplyanik@fief.ru)
|