http://www.ras.ru/digest/showdnews.aspx?id=223898a0-5708-40ac-b42f-4ffcbe7c0802&print=1© 2024 Российская академия наук
В четвертом квартале 2017 года в Институте мировой экономики и международных отношений (ИМЭМО) им. Е.М.Примакова Российской академии наук (РАН) состоялось очередное заседание форума «Нефтегазовый диалог». Научный семинар «Европейский вызов международным рынкам газа» объединил представителей производителей и потребителей, заказчиков и поставщиков «голубого топлива». Обсуждались вопросы конъюнктуры газового рынка, инвестиций в отрасль и капиталовложений в новые технологии ТЭК.
Заседание форума под председательством первого заместителя директора ИМЭМО РАН академика РАН Н.И.Ивановой открыло выступление Сергея Комлева, руководителя структурного подразделения ООО «Газпром экспорт», специализирующегося в контрактном ценообразовании. Были выделены особенности формирования цен на газ на мировом рынке, сравнивались цены на различные типы углеводородного сырья с ценами на уголь и другие энергоносители. Отмечались колебания цен на американском, европейском и азиатском рынках и их зависимость от сезонных, инвестиционных и ряда других факторов.
Спросу на газ был посвящен доклад директора Энергетического центра МШУ «Сколково» к.э.н. Татьяны Митровой. В представленной диаграмме потребления газа в странах Европы по секторам с 1971 г по 2015 г отмечались тенденции слабого роста энергопотребления, перераспределения промышленности по другим регионам и рост экономической эффективности домохозяйств. Вместе с тем зафиксировано снижение спроса на газ в электроэнергетике, что обусловлено слабым ростом энергопотребления и растущим объемом рынка возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Согласно данным Энергетического центра «Сколково», IEA World Energy Balance 2016, IEA Electricity Information 2017 и IEA World Energy Outlook 2016, в прогнозе производства электроэнергии в странах Европы ОЭСР наметилась позитивная динамика по развитию биоэнергетики, солнечной и ветровой энергетики, гидроэнергетики и атомной энергетики на фоне слабого роста газовой энергетики и сокращения нефтяной и угольно–торфо–сланцевой энергетики. Это приводит к отрицательной рентабельности газовой генерации в континентальной Европе даже при текущих ценах, что подтверждается, например, данными о ежемесячной доходности газовой (спарк спред) и угольной (дарк спред) генерации в Германии в 2010–2017 годах. Даже рост цен на CO2 не увеличит «газовой ниши», поскольку он по-прежнему «неэкологичнее и грязнее» ВИЭ и дороже угля. Особенно это видно из сопоставления дисконтированных затрат на производство европейской электроэнергии (LCOE) в 2020 году из угля и газа при разных ценах топлива и CO2.
По мнению Т.Митровой, спотовые цены на электроэнергию и рентабельность газовой генерации отныне определяются объемами генерации из ВИЭ. Данное предположение подтверждается сравнением графиков производства электроэнергии в Германии и спотовых цен на электроэнергию в январе и апреле 2017 года (источник – Fraunhofer ISE). Показателен пример отделяющейся от Евросоюза вследствие Brexit Великобритании: принимаемые меры по «выводу» угля и снижению угольной энергетики обеспечивает увеличение «газовой ниши», что дает лишь кратковременный эффект на сокращающемся рынке. По сведениям Gridwatch, такова тенденция развития рынка задействованных генерирующих мощностей Великобритании в 2012-2017 годах, исходя из ежемесячных усредненных данных. Очевидно, что в Европе диапазон LCOE сужается, поскольку недозагруженные газовые станции быстро дорожают (например, их обслуживание и эксплуатация). Данные Энергетического центра «Сколково», Института энергетических исследований РАН, WEO-2016 Power Generation Assumptions (капитальные и операционные затраты, эффективность сжигания, коэффициент использования мощности) и IEA World Energy Outlook 2016 (цены газа угля и выбросов CO2), свидетельствуют о том, что динамика и структура дисконтированных затрат на производство электроэнергии (LCOE) в Европе по технологиям претерпевают существенные изменения, что не может не отразиться на капиталовложениях в энергетику и масштабных инвестициях в ТЭК. Т.о., ниша для поставщиков газа на рынке Европы неуклонно сокращается на фоне расширения ниши ВИЭ в электроэнергетике, при этом слабый рост потребления электроэнергии обеспечен благодаря ископаемым видам топлива. ВИЭ чище газа, но газ дороже угля: исправить ситуацию невозможно только введением платы за мощность и повышением стоимости CO2. Поскольку спрос на традиционный газ в Европе уже не стол высок, растет спрос на «новый чистый газ» (водород, биометан), вытесняющий метан и отражающий естественный процесс снижения потребления с ростом энергоэффективности и переходом к постиндустриальному обществу.
О настоящем и будущем контрактов на поставку газа повествовал Президент Фонда «Институт энергетики и финансов» к.ф.-м.н. Владимир Фейгин. Он напомнил о том, что в Европе долгосрочные контракты с нефтепродуктовой привязкой появились в период становления газового рынка. В это время для всех его участников основной задачей являлось обеспечение высокой инвестиционной привлекательности для создания всей промышленно-технологической и производственно-сбытовой цепочки от разведки и добычи до распределения, что предполагало формирование базовой инфраструктуры, исключительно капиталоемкой для газа. «Агрегаторы спроса» – оптовые покупатели – обеспечивали монопольные условия на территории их функционирования, их ареалом становилась четко ограниченная рыночная зона, где предполагалось поэтапное проникновение нового типа топлива (газа) с инвестиционно-привлекательными и конкурентоспособными рыночными условиями (в первую очередь, по цене) в сравнении с традиционными видами топлива. Контракты с нефтепродуктовой привязкой формировали «баланс интересов» покупателя и продавца: продавец обеспечивал гарантии «по цене» в соответствии с условиями конкурентоспособности газа в рыночной зоне (цена высчитывалась по методу «net-back» от конкретного рынка с учетом структуры и точки поставки, а покупатель посредством положения «take-or-pay» гарантировал объемы. Поскольку газ рассматривался как премиальное топливо, не предназначенное для выработки электроэнергии (низкомаржинальный сегмент), а для промышленного применения и ЖКХ, что обуславливало именно нефтепродуктовую привязку. Обладая эксклюзивностью в своей зоне, покупатель имел все условия для таких гарантий, а продавца устраивала определенность по объемам, на основании которой он с нефтяной и/или нефтепродуктовой привязкой мог привлекать капиталовложения и формировать инвестиционные планы на долгосрочный период, поскольку нефтяные цены с период 1960-х – начала 1970-х годов были стабильны и прогнозируемы. С потерей стабильности нефтяных цен, нефтепродуктовая привязка была сохранена в газовых контрактах из-за отсутствия лучшего ориентира, ведь масштабный и глобальный нефтяной рынок «обрастал» дополнительными инструментами и растущей ликвидностью, сохраняя инвестиционную привлекательность. Заметим, что оптовые контракты поддерживались «back-to-back» розничными («downstream») контрактами, также долгосрочного характера. В итоге были сформированы и «объемно-развиты» олигопольные (или монопольные) страновые (региональные) рынки газа в условиях поставок по импорту значительных «газовых объемов» из стран с «нерыночной экономикой» и газовой отраслью (Алжир, СССР).
По мнению В.Фейгина, либерализация рынков газа стала возможна после решения задачи по созданию базовой инфраструктуры, когда «можно было заняться совершенствованием самого рынка»: «институциональный» этап сменил «инфраструктурный». Либерализация газовой отрасли США (с 1985 года) и Канады (с конца 1980-х и до начала 1990-х годов) к началу XXI века превратилась в общемировую тенденцию с набором типовых финансово-экономических и промышленно-технологических тенденций. На раннем этапе «либерализации газового рынка» цены значительно и на долгий срок снизились, что явно не способствовало инвестиционной привлекательности отраслевых инновационных проектов, но привлекало регуляторов ЕС и вдохновляло их на масштабную «отраслевую перестройку». В конце XX века стали ощутимы первые результаты от «газовой либерализации», испытывавшей трудности и сопротивление при преодолении сопротивления интересам отраслевых «национальных чемпионов». По мнению экспертов, основными причинами либерализации являются «нетерпимость» к факту рыночной фрагментации (противоречие с Римским договором – в отсутствии общего рынка газа ЕС), наблюдаемый с середины 2000-х годов «структурный анахронизм» национальных рынков и рост нефтяных цен, обусловивший «взлет цен» на газ. Либерализация способствовала существенному ослаблению традиционных оптовых «агрегаторов спроса» и изменению условий их хозяйствования. Среди причин либерализации в ЕС следует отметить опасения растущей зависимости от газового импорта наряду со стремлением ужесточения контроля над газовыми поставщиками вне ЕС: например, вплоть до 2016 года объем импорта в ЕЭЗ удавалось контролировать на уровне не выше 45% вследствие роста газовой добычи в ассоциированной в ЕС Норвегии. Ныне же для традиционных долгосрочных контрактов рыночные условия изменились кардинально: быстро растущий спрос сменился медленным «приращением» (а местами – и неконтролируемым падением!), структура мирового рынка сбыта газа с четырьмя крупнейшими трубопроводными поставщиками (Алжир, Ливия, Норвегия и Россия) с «почти не пересекающимися сферами интересов» при возникновении СПГ–альтернативы на множестве диверсифицированных субрегиональных рынков привела к «конфликту интересов» вследствие пересечения рынков сбыта трубопроводных поставщиков в условиях «растущей связности сети» и перераспределения газового трафика. Если раньше «агрегаторы спроса» – крупные региональные монополисты были обеспечены долгосрочным гарантированным рынком сбыта, а конечный потребитель был лишен возможности выбора, то теперь «агрегаторов» лишают монопольных прав на рынке, а потребители имеют возможность выбора поставщика с оптимальными условиями поставки, и в подавляющем большинстве случаев гарантированный спрос краткосрочен! Развитие мировой системы контрактного ценообразования «газ-газ» и спотовой торговли обуславливает поиск новых механизмов для продвижения товаров и услуг на отраслевых рынках с учетом соблюдения интересов отечественных поставщиков, что предполагает использование новейших методик «нефтепродуктовых привязок». Предлагается исследование соотношений спотовых цен и цен на газ с «нефтепродуктовой привязкой», законодательного определения порогов «take-or-pay», изучения зависимостей отдельных региональных рынков при формировании условий для конкурентоспособных цен на газ. При этом необходимо учитывать, что применение в «нефтепродуктовой привязке» методов осреднения цен на 6-9 месяцев при резких колебаниях нефтяных цен создает дополнительные неудобства (например, т.н. «рыночное напряжение») у оптовых покупателей, неадекватно высокие уровни «take-or-pay» в условиях кризиса 2008-2009 годов «вынудили покупателей» газа повысить ликвидность «хабов» с последующим «обвалом цен» и значительным обострением борьбы с «нефтепродуктовой привязкой», включение спота в формулу цены предполагает уточнение принципов и методов (в частности, систем расчетов), а при традиционном построении систем типа «net-back» желательно располагать «методиками осреднений».
В докладе подчеркивалось, что по-прежнему существенное влияние на отраслевой рынок оказывают долгосрочные контракты, и газовые покупатели их перезаключать не торопятся. В последние годы наблюдается рост отбора газа по долгосрочным контрактам на фоне «стагнации общей величины контрактных обязательств», российские газовые монополисты не являлись разработчиками традиционных долгосрочных контрактов «гронингенского типа» (но оказались их наиболее последовательными сторонниками), 73% всех долгосрочных контрактов на покупку газа концентрируются в 5 странах (Великобритания – 8%, Германия – 27%, Испания – 6%, Италия – 24%, Франция – 8%), а 51% действовавших в 2016 году долгосрочных контрактов на поставку газа, заключенных с потребителями в ЕС, приходятся на ООО «Газпром экспорт» (оставшиеся 49% распределены в следующей пропорции: Алжир – 17%, Ливия – 3%, Норвегия – 29%, причем преимущественно уже со спотовой формулой). В вопросах газового ценообразования в ЕС необходимо учитывать степень сопоставления подходов «нефтепродуктовой привязки» и конкуренции «газ-газ», а также ценообразовательную структуру газовых цен в ЕС и сопоставление мировых цен нефти и биржевых (спотовых) цен газа в ЕС. «Европейское газовое ценообразование» представлено двумя сегментами: продажей газа по долгосрочным газовым контрактам с биржевой (спотовой) индексацией цены, через биржи и электронные торговые площадки на хабах, и продажа газа по долгосрочным газовым контрактам с нефтепродуктовой привязкой цены (например, Алжир и Россия). В вопросе формирования долгосрочных контрактов на поставку газа в ЕС интересен норвежский опыт: сравнительный анализ биржевых (спотовых) газовых цен в ЕС и контрактных цен на газ Норвегии с ЕС с общим объемом газового трафика в ЕС свидетельствует, что в 2016 году из России в ЕС было поставлено 178 млрд.куб.м (рост по сравнению с предыдущим годом – 12,5%), а из Норвегии – 124 млрд.куб.м (рост по сравнению с предыдущим годом – 7,5%); т.о. поставки из Норвегии и России обеспечивают свыше 80% импортных поставок газа в 28 стран ЕС. Степень зависимости экономики добычи газа в США от углеводородов характеризуется динамикой цен их реализации крупнейшими независимыми производителями и точками безубыточности «углеводородной добычи»: средний уровень цен безубыточности добычи газа уменьшился с 27 долларов за баррель в первом квартале 2014 года до 17 долларов за баррель во втором квартале 2017 года (для сравнения – средний уровень цен безубыточности добычи углеводородов снизился с 68 долларов за баррель в первом квартале 2014 года до 33 долларов за баррель во втором квартале 2017 года), при этом цена реализации нефти в США выше цен на природный газ и NGL. Экономику добычи жидких и газообразных углеводородов сложно разделить не только в США, но и во многих других странах, поскольку углеводороды сильно взаимосвязаны как на стороне потребления, так и на стороне предложения (в последнем случае – в большей степени). Смешение экономики их добычи – не уникально для США, аналогичная ситуация наблюдается во многих других странах (например, в России). Не только российские вертикально-интегрированные нефтяные компании, но и крупнейшие газовые холдинги зависят от цен на жидкие углеводороды. Экономика экспорта американского СПГ в Европу такова, что за 2016 год и 7 месяцев 2017 года общий экспорт СПГ из США оценивается в 15,6 млрд.куб.м по среднемесячной цене от 3,55 до 6,43долл./тыс.куб.футов (125-227 долл./куб.м), из них в 8 стран Европы экспортировано 1,9 млрд.куб.м СПГ с терминала Sabine Pass. Уже исполняются 6 контрактов (сроком на 20 лет каждый) SPAs на поставку СПГ с терминала Sabine Pass с фиксированной ценой общим объемом порядка 26,8 млрд.куб.м/год (19,75 мнл.т./год), - 88% номинальной мощности первых пяти линий терминала. С момента первой поставки по каждому из SPAs наступают обязательства по поставке этого объема. Интересны условия контракта: СПГ приобретается по цене с переменной частью (variable fee) в 115% от спотовой цены на газ на Henry Hub, и фиксированной части (fixed fee), варьируемой от 2,25 до 3 долл./млн.БТЕ и корректируемой в соответствие с инфляцией, при этом покупатели обязаны(!) заплатить фиксированную часть цены, даже если они предпочтут отказаться от покупки СПГ или отложить покупку СПГ!
В завершение доклада В.Фейгина рассматривались различные варианты примерных будущих газовых контрактов с жестко фиксированными объемами и местом отбора сроком 1 год со спотовой привязкой, с возможностью уменьшения/увеличения отбора с переносом в случае изменения географического конечного статуса сроком на от 2 до 30 лет с привязкой к субституту, смешанной привязкой и фиксированной ценой с переменными издержками. Непростое будущее мировой газовой отрасли – не только «в извечном противостоянии покупателей и продавцов», но и в поиске новых точек равновесия для соблюдения баланса интересов: например, регуляторы стремятся к унификации контрактов для достижения равных условий на рынке, в то время как покупатели – сторонники их индивидуализации в соответствии с максимальным учетом особенностей ведения их бизнеса.
Необычным видением ситуации по проекту Еврокомиссии с оценкой эффективности Третьего энергопакета ЕС в газовой отрасли и возможностью формирования технического задания на Четвертый энергопакет поделился с участниками и гостями научного семинара советник генерального директора ООО «Газпром экспорт», профессор кафедры «Международный нефтегазовый бизнес» Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина, Соруководитель Рабочей группы 2 «Внутренние рынки» Консультативного Совета «Россия-ЕС» по газу, д.э.н., профессор Андрей Конопляник. Согласно оценкам экспертов, в проанализированных документах представлен «несистемный подход», выражающийся в несбалансированности исследования, в частности, в «подходе к моделированию «благосостояния ЕС», исходя только из интересов конечных потребителей ЕС и европейских участников рынка газа ЕС, без учета обоснованных интересов поставщиков газе извне ЕС в зависимый от его импорта ЕС» (РФ и ЕС – взаимозависимые части «Большой энергетической Европы», неразрывно связанные трансграничной капиталоемкой стационарной крупномасштабной сетевой инфраструктурой)». «Рост благосостояния ЕС» моделируется за «счет сценарных разработок» в рамках «игры с нулевой суммой» посредством «передачи полученных выгод (их перераспределения в пользу) конечным потребителям ЕС плюс оптовым покупателям-перепродавцам газа – от его производителей вне ЕС» и «перекладывания дополнительных рисков и затрат на поставщика газа извне ЕС (т.е., в первую очередь – на российскую сторону)». «Благосостояние конечных потребителей моделируется» не по розничным, а по оптовым(!) ценам (благосостояние – оптом?!), а «инерция сценарного процесса» делает невозможной коррекцию проекта в заданные сроки. В модельных расчетах отсутствует «совместный сценарий», учитывающий законодательно обоснованные интересы российской стороны и «баланс интересов» в ЕС и РФ. В сложившихся условиях расширения трубопроводной инфраструктуры для доставки СПГ из приемных терминалов на границе ЕС, виртуального слияния рыночных зон, проводимой тарифной реформы и реального слияния рыночных зон ситуация с импортом газа из РФ в ЕС может рассматриваться как комплексная программа вытеснения российских трубопроводных поставок газа на периферию зоны ЕС с последующим замещением российского газа американским СПГ. Например, в случае тарифной реформы произойдет «перераспределение тарифов между операторами» газотранспортных систем (ГТС) «оптового рынка внутри рыночной зоны и внешними по отношению к оптовому рынку зоны» в формате «игры с нулевой суммой», «обнуление тарифов» «выход-вход» внутри рыночных зон Евросоюза, а далее или полный перенос недобора на входные тарифы в зону, или разделение пополам «между входными тарифами в рыночную зону оптового рынка и выходными тарифами из зоны оптового рынка в зону розничного рынка». В этом случае применяется следующий механизм компенсации операторам ГТС зон недобора их тарифных поступлений: вначале средства собираются в специальном фонде, а после перераспределяются «в пользу операторов ГТС зоны для сохранения возможности финансово-экономической поддержки зоны ГТС». Альтернативные сценарии предполагают виртуальное (условное) объединение разнородных по уровню ликвидности рыночных зон с последующим применением котировок с торговых площадок «более ликвидной зоны внутри неликвидной зоны», или агрегацию эквиликвидных (или приблизительно одинаково ликвидных) рыночных зон для выравнивания уровней «котировок торговых площадок (хабов) внутри зоны» для получения более ровных профилей «рыночного рельефа».
Следствием рассматриваемых поведенческих моделей и сценариев развития ситуации вокруг европейской ГТС, по мнению профессора А.Конопляника, является присоединение (пусть даже и виртуальное!) «к зоне Украины» (вокруг экспортной ГТС) для поставок через нее российского газа, что обусловлено созданием цепочки рыночных зон «виртуального реверса» для импорта по более низким ценам газа «на неликвидный рынок Украины» и пролонгацию устойчивых масштабных экспортных транзитных поставок российского газа по коридору «восток-запад» через Украину после 2019 года. Существуют и другие сценарии, например, по перенесению точки учета транзита газа на внешнюю границу зоны применения энергетического законодательства ЕС (относится к российским поставкам, т.к. «остальные экспортеры газа в ЕС» поставляют газ «в первую входную зону ЕС»), или по снижению «уровня рыночной концентрации в ЕС за счет расширения трубопроводной инфраструктуры для доставки СПГ из существующих приемных терминалов на границе ЕС внутрь ЕС к основным потребителям, запитываемым преимущественно поставками из России». Перенос точки учета поставок газа РФ «на российско-украинскую границу с уплатой повышенного входного тарифа на транспортировку российской стороной (после 2019 года тарифы «выход-вход» увеличиваются вследствие перехода Украиной на энергетическое законодательство ЕС) сократит маржу отечественного поставщика, снизит рентабельность экспорта газа в ЕС и подготовит плацдарм для альтернативных газовых поставок, прежде всего, американского СПГ. Передача транзитных функций по транспортировке газа защитит компании-посредники, пролонгировав их статус грузоотправителя в ЕС, искусственно увеличит бизнес-зону «для компаний среднего звена» и может посодействовать краткосрочному повышению уровня благосостояния в ЕС, ведь налогооблагаемая база для них расширится. Т.о., входные тарифные ограничения для внешних поставщиков в ЕС снизят конкуренцию и ухудшат ценовые преимущества российского газа против СПГ США, импортирование товарного газа с ликвидных торговых площадок в неликвидные рыночные зоны и перенос пунктов сдачи-приемки газа на периферию зоны применения обеспечивает «поддержку компаний–мидстреймеров» ЕС, создание внутри ЕС новой ГТС «внутри ЕС для доставки газа с приемных терминалов СПГ к традиционным пунктам сдачи-приемки российского газа, и ряд других признаков указывает на создание заградительного «газотранспортного коридора на восточной периферии ЕС на базе новых приемных терминалов СПГ», разъединяющего маршруты доставки российского газа с зонами «его исторического доминирования». Предпринимается попытка в ЕС замены дешевого трубопроводного газа из РФ дорогим СПГ из США, параллельно блокируются пути построения газопроводов в обход Украины, но забота о повышении уровня благосостояния в ЕС на самом деле является попечением о его снижении!
В завершение приведем цитату из выступления Джорджа Фридмана (США), основателя и руководителя компании «Stratfor», в Чикагском совете по международным отношениям в феврале 2015 года: «конечная цель США заключается в строительстве «Междуморья» - территории между Балтийским и Черным морями, концепцию которого придумал еще Пилсудский. Первая цель для США – не допустить, чтобы немецкий капитал и немецкие технологии соединились с русскими природными ресурсами и рабочей силой в непобедимую комбинацию… Козырь США, бьющий такую комбинацию, - линия разграничения между Прибалтикой и Черным морем». Предлагаемая разграничительная линия очень похожа на «линию Керзона», рекомендованную Верховным Советом Антанты 98 лет назад, 08.12.1919 на Парижской мирной конференции как восточная граница Польши! Позже, 12.07.1920 она была указана в ноте Министра иностранных дел Великобритании лорда Джорджа Натаниэла Керзона (11.01.1859-20.03.1925), адресованной российскому Правительству, и с этого периода «линией Керзона» именуется восточная граница Польши. «Линии Керзона» приблизительно соответствует участок государственной границы между Республикой Беларусь, Польской Республикой и Украинской Республикой. В научной литературе «линия Керзона» рассматривается в качестве «санитарного кордона» между Западом и Россией. Насколько оправданны опасения по превращению «заградительного барьера» в новую «линию Керзона», покажет время…
Выводы и рекомендации:
1. Несмотря на значительные усилия штатных «прогнозменов» ЕС, потребность в российском газе на мировом рынке не снижается. Между тем, для усиления взаимодействия ПАО «Газпром» с давними контрактными партнерами необходима разработка уточненной ценовой стратегии с системой диверсифицированных контрактных механизмов. Например, целесообразна доработка методики «net-back» с учетом текущей рыночной конъюнктуры. Также возможно уточнение принципов «встроенной гибкости» по объемам, долгосрочной контрактации с отличной от «чисто споптовой» ценовой привязкой, поиска новых контрактных партнеров и определения «агрегаторов спроса» и устранение скрытых правовых пробелов и противоречий в нормативно-правовой базе, например, регулирующего определение порогов «take-or-pay».
2. Продление старых и заключение новых контрактов на поставку газа из России в Европу предполагает совершенствование системы контрактных отношений. Для сохранения проактивных позиций РФ на европейской газовом рынке необходима уже не традиционная система контрактов, а новая парадигма контрактных отношений, аналогичная контрактам с нефтепродуктовой привязкой 60-70-х годов прошлого века, для формирования долгосрочных механизмов торговли и ценообразования на рынке. Одним из направлений совершенствования системы контрактных отношений является дальнейшая многоуровневая интеграция в оборудование и услуги программно-технических комплексов защиты и обеспечения безопасности (в т.ч., основанных на принципах компьютерной стеганографии) для контроля бесперебойности и гарантии надежности газовых поставок.
3. Несмотря на наметившиеся позитивные тенденции в экономике РФ и ее рост независимо от цен на сырьевые энергоносители, отечественная нефтегазовая отрасль по-прежнему является инвестиционным флагманом и масштабным инновационным мега-проектом – всероссийской промышленно-внедренческой зоной, простирающейся от Калининграда до Сахалина. Снижение капиталовложений в нефтегазовой сфере рикошетом бьет по смежным наукоемким отраслям с высокой добавленной стоимостью. Сокращение инвестиций в частности, влияет на уровень и качество фундаментальных и прикладных научных исследований, поэтому формирование специальных ограничений территориального и/или отраслевого характера приведет, в т.ч., к поиску и пробуждению скрытых стимулов роста экономики и промышленности России на долгосрочную перспективу.