РОССИЯ СОЗДАЕТ НОВУЮ ИНФРАСТРУКТУРУ ГАЗОВЫХ ПОСТАВОК В ЕВРОПУ
Подчиняться иррациональным требованиям законодательства ЕС или требовать его приведения к здравому смыслу в международных инвестиционных трибуналах
С вводом в эксплуатацию газопровода «Северный поток – 2» закончится формирование новой конфигурации инфраструктуры экспортных поставок трубопроводного газа из России в Европу: завершится переход от сформированной в СССР системы линейных транзитных коридоров (сначала украинского, потом польского, запитываемых из месторождений Надым–Пур-Тазовского нефтегазоносного бассейна) к радиально-кольцевой системе экспортных газопроводов, которая включает теперь также два новых полукольца: северное, запитываемое уже из месторождений другой ресурсной базы страны – полуострова Ямал, и южное.
Северное полукольцо включает морской газопровод «Северный поток – 1» с его сухопутными продолжениями по территории Германии (OPAL) и Чехии (Gazelle) в южном направлении и NEL в западном, и морской «Северный поток – 2» с его сухопутным продолжением (Eugal). Южное полукольцо состоит из морского «Турецкого потока» и его сухопутного продолжения в ЕС «Балканский поток» через территорию Болгарии, Сербии и Венгрии. Важно понимать, что северное и южное полукольца в своих сухопутных частях замыкаются на исторические пункты сдачи-приемки (ПСП) российского газа по долгосрочным контрактам, расположенные на концах линейных коридоров. Эти новые трубопроводы в Европе проходят вблизи подземных газохранилищ (ПХГ), в которых у «Газпрома» (компании, наделенной российским законодательством правом монопольного экспортера трубопроводного газа с целью исключения конкуренции «газ–газ» на экспортном рынке и повышения монетизации этого невозобновляемого природного ресурса России) есть долевое участие (рис. 1).
Таким образом, создана разветвленная система экспортных газопроводов, соединенных между собой трубопроводными перемычками на территории России, запитываемая из месторождений разных ресурсных баз, имеющая систему компенсаций и резервирования объемов (ПХГ), возможности для маневрирования потоками внутри этой новой конфигурации в ответ на различного рода возмущения (техногенного и рукотворного характера), влияющие на устойчивость газоснабжения. Такая архитектура экспортных поставок повышает надежность и устойчивость газоснабжения, гарантирует бесперебойность доставки газа в контрактные ПСП и полностью соответствует интересам как российского поставщика-экспортера, так и европейских покупателей-импортеров. Ближайший аналог – радиально-кольцевая система линий Московского метрополитена, дающая возможность без проблем добраться из одного конца города в другой в случае любых временных препятствий на одной из линий.
Новая роль украинского транзита
В этих условиях потребность в украинском транзите после 2024 года не отпадает, но приобретает иное звучание: из поначалу единственного, а затем основного транзитного коридора он превращается в коридор дополнительный. А основными обоснованно становятся два новых полукольца (обходных маршрута) с целью их загрузки до проектных значений (вопросы окупаемости инвестиций), удешевления издержек транспортировки (за счет более современного технического состояния, меньшего числа компрессорных станций и плюс к тому более коротких маршрутов доставки по обоим «Северным потокам»), что позволяет сохранять рентабельность поставок при более низких значениях цен на газ на европейских торговых площадках, более высокой экологичности новых газопроводов (результат научно-технического прогресса).
Украинский маршрут в рамках этой архитектуры поставок приобретает роль «балансирующего инфраструктурного звена», в чем-то созвучную роли Саудовской Аравии – в недавнем прошлом «балансирующего поставщика» на мировом рынке нефти. Конечно, это возможно только при условии адекватной модернизации украинского транзитного коридора. По оценке компании KPMG, уровень аварийности украинской газотранспортной системы (ГТС) в 9 раз превышает аналогичный уровень для ЕС или ФРГ.
Где взять деньги на модернизацию газотранспортной системы
Деньги на модернизацию могут прийти только с международного рынка капитала и только на условиях проектного финансирования. Идеальная работоспособная конфигурация для этого – формирование многостороннего международного инвестиционного проекта с обязательным участием международных финансовых институтов (МФИ) по финансированию модернизации транзитного коридора в рамках ГТС Украины, выделенного в изолированную рыночную зону. Применяемое с 2011 года на территории Украины энергетическое законодательство ЕС это позволяет. В состав такой выделенной рыночной зоны должны войти идущие параллельно и вблизи друг от друга газопроводы Уренгой–Помары–Ужгород и «Прогресс».
Именно МФИ должны быть кредиторами в рамках проекта, переводя политизированный двусторонний вопрос о транзите в деполитизированную многостороннюю задачу о стандартном проектном финансировании по правилам и регламентам МФИ. Возврат инвестиций в такую модернизацию может быть обеспечен только за счет прокачки по модернизированному коридору российского газа в ЕС. Значит, необходимы долгосрочные контракты между европейскими покупателями и российским поставщиком в качестве обеспечения возврата инвестиций. Заемщиком должна выступать компания-оператор ГТС Украины или иная компания – самостоятельный оператор новой выделенной рыночной зоны, каковым может быть, например, и сертифицированный оператор ГТС какой-то из стран ЕС. Он должен заключить контракт на прокачку газа с российским грузоотправителем. И это вовсе не означает контракт на условиях «качай или плати», как в действующем транзитном соглашении «Газпрома» с «Нафтогазом», а, например, «используй или передай на вторичный рынок» или иное, допустимое энергетическим законодательством ЕС. Кстати, в предлагаемом инвестиционном проекте с транзитным компонентом по описанной схеме нет места для «Нафтогаза».
Итак, вырисовывается следующий состав и функции участников инвестиционного проекта по модернизации выделенного транзитного коридора ГТС Украины как основа для сохранения и обеспечения надежного использования ГТС Украины в рамках новой архитектуры экспортной инфраструктуры российского газа в Европу после 2024 года:
1) МФИ – кредитор (кредиторы);
2) компания-оператор ГТС выделенного транзитного коридора (обособленной рыночной зоны в рамках ГТС Украины). Это может быть компания-оператор ГТС Украины или иная сертифицированная по правилам ЕС компания-оператор ГТС, скажем, какой-то из стран ЕС. Она является заемщиком и стороной контракта на транзитную прокачку российского газа;
3) компании – покупатели российского газа из стран ЕС – стороны долгосрочных контрактов на поставку российского газа;
4) российская компания-поставщик. Она является, во-первых, стороной долгосрочного контракта с европейскими компаниями-покупателями на поставку газа, во-вторых, стороной долгосрочного контракта на транспортировку газа с оператором ГТС выделенной рыночной зоны. При этом должно быть соблюдено «контрактное соответствие» между контрактами на поставку и на транспортировку (транзит).
Трех с небольшим лет, оставшихся до конца 2024 года, может оказаться вполне достаточно, чтобы провести сначала соответствующие консультации, а затем многосторонние переговоры. Начать можно в рамках уже проходящих консультаций между вице-премьером Александром Новаком и спецпредставителем германского правительства Георгом Графом Вальдерзее (первая состоялась 8 сентября).
Есть ли шансы для контригры
В течение всего времени после распада СССР и СЭВ Еврокомиссия последовательно проводит политику «экспорта законодательства ЕС» на государства постсоветского пространства в целях создания конкурентных преимуществ своим компаниям за рубежом, формируя для них в этих странах привычную им по работе в ЕС институциональную среду, выравнивая ее по образу и подобию еэсовской, минимизируя тем самым для своих компаний риски инвестиционного климата постсоветских стран. Это в полной мере относится к газовой отрасли. Ключевыми положениями законодательства ЕС являются разделение конкурентных (добыча и сбыт) и естественно-монопольных (транспортировка) видов бизнеса (unbundling), а также обязательный доступ для третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре (ОДТС).
Первый энергопакет ЕС по газу (1998) предусматривал лишь статистическое разделение видов деятельности и возможность как ОДТС, так и переговорного доступа к инфраструктуре. Второй (2003) – ввел ОДТС и функциональное разделение видов деятельности, третий (2009) – разделение производственных операций по собственности.
В 2014 году Россия обжаловала положения Третьего энергопакета ЕС в ВТО. В 2018 году третейская группа по спору России против ЕС в рамках ВТО поддержала три из шести жалоб российской стороны на нормы Третьего энергопакета ЕС в газовой сфере. Однако требование разделения на уровне собственности операций по транспортировке и добыче и/или сбыту газа оспорить не удалось. Но даже без оспаривания самого факта существования – а значит, необходимости применения этого принципа (суверенные государства имеют суверенное право на формирование национального законодательства), возникает вопрос о рациональных границах его применения и возможности их отстаивания в международно-правовых институтах, помимо ВТО. Ведь ВТО – это не специализированная в отраслевом разрезе международная торговая организация. Она не рассматривает вопросы инвестиций, тем более в таких специфических отраслях, как энергетические, которые характеризуются повышенными рисками. А разделение видов деятельности и ОДТС имеют в случае «Северного потока – 2» (СП-2) ярко выраженное инвестиционное содержание, поэтому могут и должны стать предметом защиты в рамках международно-правовых инвестиционных договоров и институтов, чьи нормы и правила являются обязательными для ЕС.
От ВТО к ДЭХ
Таким инвестиционным договором и международно-правовым институтом является Договор к Энергетической хартии (ДЭХ). С 1998 года он стал неотъемлемым элементом системы международного права. Стороной ДЭХ является как ЕС в целом, так и все государства – члены ЕС по отдельности, за исключением Италии, которая вышла из договора в 2016 году. Россия применяла ДЭХ на временной основе, но в 2009 году вышла из временного его применения, а в 2018-м – и из самого договора, оставшись в его институтах лишь в роли наблюдателя. В соответствии со ст. 26 ДЭХ инвестор из страны – члена ДЭХ имеет право обратиться в Международный арбитражный трибунал, минуя суды национальной юрисдикции, по иску к государству – члену ДЭХ в случае нарушения последним инвестиционных положений ДЭХ. Поэтому «Газпром» такой возможности лишен.
Но компания-оператор СП-2 – Nord Stream 2 AG зарегистрирована в Швейцарии, являющейся страной – членом ДЭХ («договаривающейся стороной» в терминологии ДЭХ) и имеет право обращаться с исками в Международный трибунал на основаниях ДЭХ. И такой возможностью она уже воспользовалась. 26 сентября 2019 года Nord Stream 2 AG подала соответствующий иск против ЕС в Международный арбитраж (ЮНСИТРАЛ) по ст. 26 ДЭХ за дискриминационные поправки в Третью газовую директиву ЕС, которые требуют от Nord Stream 2 AG придания ей статуса оператора, независимого от материнской компании «Газпром» (для реализации принципа разделения по видам деятельности), и заполнения трубы СП-2 после ввода в эксплуатацию лишь на 50% собственным газом «Газпрома» (для реализации принципа ОДТС). Компания обоснованно оспаривает неправомочность применения к ней положений обновленной Третьей газовой директивы, которые должны относиться к трубопроводам, законченным строительством до вступления поправок в силу, то есть до 23 мая 2019 года.
Рис. 2. Где начинается и где должна начинаться зона действия законодательства ЕС в газовой сфере: рациональное и иррациональное (таможенная граница на примере морского газопровода). Схема подготовлена автором
Однако с точки зрения инвестиционного права и объективной логики проектного финансирования, обосновываемым и доказуемым является аргумент Nord Stream 2 AG, что компания к этому времени закончила финансирование проекта, что в инвестиционно-финансовом смысле означает его завершение, поскольку после этого продолжается созидательная инерция и материализация осуществленного проектного финансирования с объективно обусловленным лагом запаздывания между завершением финансирования и завершением строительства. Иск принят и будет рассматриваться в Торонто. Решение и, главное, его мотивировка будут показывать, насколько Международный арбитраж является нейтральным и объективным в принятии решений (в отличие от судов национальной юрисдикции) и опирается на логику инвестиционных процессов, каковая нарушена поправками в Третью газовую директиву.
Иррациональность поправок в Третью газовую директиву для морских трубопроводов
Обновленная Третья газовая директива требует, чтобы ее правила начинали действовать на входе на территорию ЕС, что для морских трубопроводов означает – на входе в 12-мильную зону (территориальное море), то есть там, где физически не существует и не может быть создан пункт замера характеристик газового потока для передачи прав собственности и контрактных обязательств между сторонами.
Многократно было разъяснено, что никакого газа иных поставщиков, кроме газа «Газпрома», в трубе СП-2 быть не может, поскольку, по законодательству РФ (закон «Об экспорте газа»), монопольным экспортером российского газа по трубопроводам может быть исключительно компания «Газпром». Одна из главных экономических причин этого (но не единственная, на мой взгляд) – избежать конкуренции российского газа с российским же газом «в трубе» и на экспортном рынке в Европе. Задача «Газпрома» как экономического агента российского государства в системе отношений «суверен-агент» – всемерно повышать монетизацию ресурсов газа. Монополия на трубопроводный экспорт – один из инструментов такой монетизации на внешнем рынке.
Второй инструмент – передача «Газпрому» права собственности на ГТС России и функций ее оператора (вплоть до пункта передачи этой функции оператору ГТС сопредельной страны по маршруту экспортных поставок). В этом, однако, есть также и значимый аргумент на стороне внутреннего рынка, ибо на «Газпроме» лежит ответственность за газификацию страны, а значит, за исполнение одной из составляющих гарантированной Конституцией социальной функции Российского государства. Для эффективного исполнения обязанностей по газификации компании переданы права собственника и функции оператора ГТС, что обеспечивает возможность «Газпрома» поддерживать надлежащее техническое состояние ГТС.
Поэтому, когда европейская сторона предлагает для соответствия законодательству ЕС открыть доступ на входе в трубу СП-2 другим поставщикам газа на российском рынке (а такие предложения делаются давно и регулярно), это означает, во-первых (правовой компонент), в чистом виде тот самый «экспорт законодательства ЕС», то есть отказ от применения законодательства РФ на территории РФ. Во-вторых (экономический компонент), неизбежную конкуренцию «в трубе» и, главное, на выходе из трубы газа разных российских поставщиков. Предложение, чтобы «Газпром» подавал по трубе в ЕС газ других поставщиков по «агентским соглашениям», чтобы удовлетворить требование ЕС, но формально сохранить экспортную монополию «Газпрома», означает, что газ «Газпрома» и иных российских поставщиков будет продаваться на рынке ЕС в рамках различающихся экспортных стратегий. Так, «Роснефть» имеет агентское соглашение с ее акционером BP о реализации последней газа «Роснефти» на рынке ЕС. Плюс к тому «независимые» производители газа не имеют того дополнительного инвестиционного обременения по поддержанию и развитию ГТС страны, какое целиком и полностью лежит на «Газпроме». Поэтому для «Газпрома» предоставленная ему государством монополия на трубопроводный экспорт – это своего рода частичная компенсация той высокозатратной социальной функции, которую он несет по газификации внутреннего рынка и которой не несут «независимые производители газа».
Наконец, политический компонент – стремление противопоставить (а точнее, столкнуть между собой и заставить противодействовать) две государственные российские энергетические компании за счет предложения разрешить «Роснефти» (и другим компаниям) экспортировать ее газ по СП-2 в Европу в качестве альтернативного поставщика.
Границы разумного применения
На мой взгляд, существуют границы разумного применения требований о реализации принципа разделения по видам деятельности (unbundling) и об ОДТС, которые можно и нужно защищать в Международном инвестиционном арбитраже, решения которого обязательны для ЕС. Это один из трех арбитражных институтов по выбору «инвестора» (то есть в данном случае Nord Stream 2 AG) в соответствии со ст. 26 ДЭХ.
Ключевой элемент – обоснование иррациональности начала применения законодательства ЕС для морского газопровода СП-2 в какой угодно виртуальной точке на трассе СП-2 между последней компрессорной станцией (КС) на территории России и первой КС на территории ЕС, кроме как на первом пункте замера газового потока, входящего на территорию ЕС. Ни в одной из таких виртуальных точек (ВТ 1–4 на рис. 2) замерить его контрактные характеристики нельзя, значит, нельзя подписать юридически обязывающие документы, передающие права и обязанности от одного оператора газопровода к другому или от одного собственника газа «в трубе» к другому.
Аналогичный вопрос (где должна начинаться таможенная граница ЕС при транспортировке газа по трубопроводу) уже обсуждался ранее экспертами России и ЕС в ходе двусторонних консультаций по проекту Транзитного протокола к ДЭХ в 2004–2007 годах. Суть проблемы – где заканчивается понятие «транзит» на территории ЕС и начинается «внутренняя транспортировка». Делегация ЕС настаивала, что на границе ЕС с сопредельной страной, поскольку на территории ЕС после 2003 года (когда Вторая газовая директива продекларировала формирование единого внутреннего газового рынка ЕС) транзита быть не может. Этот термин в 2005 году был вообще исключен из законодательства ЕС. Российская сторона доказывала невозможность изменения требований к контрактным отношениям (газовому потоку в газопроводе) на политической границе, между двумя КС. Ныне покойный участник тех консультаций Владимир Фейгин тогда предложил проект статьи 20.1 транзитного протокола. В нем говорилось, что понятие «транзит» заканчивается, а правила внутреннего рынка ЕС начинают применяться для трубопроводных систем на первом после пересечения границы ЕС пункте передачи прав собственности. То есть там, где можно произвести замеры контрактных характеристик газового потока. Эксперты Еврокомиссии в итоге приняли этот подход и согласовали на техническом уровне эту версию документа, но не получили поддержки на политическом уровне в Еврокомиссии и отозвали свое согласие. А потом и самих этих экспертов быстро заменили…
С точки зрения здравого смысла и экономической целесообразности реализация требования законодательства ЕС о разделении компаний по собственности, то есть передача функций оператора к другой компании, должна осуществляться именно на физических пунктах сдачи-приемки газа, то есть на первом таком пункте (первой КС) после входа газопровода на сушу ЕС. То есть можно сказать, что «газовая территория» любой страны начинается не с момента пересечения трубопроводом юридической границы (будь то реальная граница на суше или виртуальная граница 12-мильной морской зоны), а с первого пункта замера, то есть с первого пункта сдачи-приемки газа либо смены транспортного оператора на суше страны. По аналогии с растаможиванием автомобильных, железнодорожных, авиационных и иных грузов внутри территории той или иной страны в первом пункте, где есть возможность замера и проверки целостности пломб на контейнерах с грузом, который может быть расположен далеко в глубине страны.
Таким образом, принцип определения таможенной границы для трубопроводных поставок – когда она расположена не на политической границе ЕС (будь то на суше или на море), а внутри политической границы ЕС (на первом пункте замера, то есть на первой КС на территории ЕС), является защищаемым в силу своей экономической рациональности в Международном инвестиционном арбитраже, каковым является арбитраж в рамках ДЭХ.
