Ценообразование на природный газ в России
Содержание:
Введение…………………………………………………………
ГЛАВА 1. Ценообразование на природный газ за рубежом…….5
ГЛАВА 2. Ценообразование на природный газ в России………12
2.1. Достоинства
двойственного установления
2.2 Экономические последствия двойственного установления цен на природный газ……………………………………………….18
Заключение……………………………………………………
Введение
В электроэнергетике и газовой отрасли не действуют еще рыночные механизмы, с помощью которых общество могло бы измерять цены природного газа и электроэнергии. Обществу для организации отношений между производителями энергоресурсов, а также между производителями энергии, с одной стороны, и потребителями энергии – с другой, приходится вместо рыночных механизмов прибегать к регулированию цен газа и электроэнергии. Вся полнота ответственности за правильность установления цен электроэнергии и природного газа ложится на государственные органы, которые, принимая решения об уровнях цен, влияют на финансовое состояние практически всех экономических агентов и экономики в целом. Существует точка зрения, согласно которой даже значительный рост цен на природный газ и электроэнергию не является критическим. Однако распространено и прямо противоположное мнение, что рост внутренних цен природного газа и электроэнергии недопустим, поскольку бόльшая часть российских производителей товаров и услуг (особенно в перерабатывающих отраслях) обладает небольшим потенциалом конкурентоспособности по сравнению с зарубежными производителями, и позиции отечественных производителей при росте внутренних цен природного газа и электроэнергии ухудшатся как на внешних, так и на внутренних рынках. Противоречивость распространенных взглядов на проблему уровней цен природного газа и электроэнергии в какой-то мере объясняет, почему государственные органы и работающие в них люди ощущают большой риск принятия ошибочных решений. Для регулирующих органов весьма значимой является оценка угрозы того, насколько даже небольшой рост цен природного газа и электроэнергии может вызвать нежелательные последствия для отечественных и заграниных производителей, населения, экономики в целом. Риск решений может быть снижен благодаря тщательному анализу взаимосвязей между регулируемыми ценами природного газа и электроэнергии и ценами других продуктов. Первоочередными объектами исследования являются непосредственные потребители природного газа, финансовое и экономическое положение которых наиболее чувствительно к ценам природного газа. Электроэнергетика входит в их число, так как топливная составляющая затрат на производство электроэнергии на основных электростанциях, производящих за рубежом электроэнергию, - электростанциях на органическом топливе весьма значительна. Если цена электроэнергии эластична по цене. Причины этого состояния отечественных производителей хорошо известны: это и климатический фактор, приводящий к большей теплоемкости товаров, и отставание в качестве менеджмента предприятий и действие некоторых других факторов, большая часть которых сформировалась еще в период функционирования централизованной распределительной экономики природного газа, то в число приоритетных объектов необходимо включить и те экономические агенты, финансовое и экономическое положение которых наиболее чувствительно к цене электроэнергии.
1991-2003 годов можно разделить на два периода:
1. до августа 1998 года;
2. после августа 1998 года.
В первом периоде темпы роста цен природного газа и электроэнергии
опережали темпы роста цен промышленности и потребительских товаров. Динамика цен на газ и тарифов на электроэнергию, 1992 – июль 1998 гг.
Особенно значительный темп роста тарифов на электроэнергию и цен на
природный газ наблюдался в 1993 – 1995 годах. В результате по данным за 1993-1995 годы цены в электроэнергетике выросли в 133 раза, цены на газ – в
211 раз при повышении цен в промышленности в 91 раз. Постоянные повышения цен и тарифов были источником для сохранения высоких инфляционных ожиданий потребителей электроэнергии и природного газа.
ГЛАВА 1. Ценообразование на природный газ за рубежом
Сегодня наряду с существованием мирового рынка сырой нефти и нефтепродуктов можно выделить региональные рынки природного газа, обусловленные размещением его ресурсов и развитием газотранспортных систем: североамериканский (США, Канада); европейский (страны ЕС); евразийский (страны СНГ, Каспийский регион и Турция); азиатско-тихоокеанский (Япония, Китай, Индия и др.).
Мировой рынок природного газа делится
на множество региональных рынков, и по
этой причине говорить о мировом уровне
цены на природный газ нецелесообразно.
Либерализация как основное направление
развития рынка газа характерна как для
развитых, так и для развивающихся стран,
однако во многих странах, включая Россию,
цены на газ продолжают оставаться регулируемыми
государством. В результате цены на данный
ресурс в разных странах различны: в Северной
Америке и Великобритании, где рынок либерализован
практически полностью, цены высококонкурентны
и подвержены влиянию соотношения между
спросом и предложением; в Европе цены
на газ зачастую зависят от цен на альтернативные
виды топлива.
Цена на газ складывается из трех факторов:
1) цена производителя (на скважине);
2) цена доставки по магистральным газопроводам;
3) локальная цена
По сведениям американского правительственного Агентства энергетической информации (EIA), в США доля цены производителя газа в тарифе конечного бытового потребителя составляет 34%, доля доставки по магистральным трубопроводам - 9%, а доля цены, приходящаяся на газораспределение, - 47%. В США процесс либерализации получил свое начало с принятием Конгрессом закона "О политике в сфере природного газа" в 1978 г., который превратил регулируемую индустрию в практически свободный рынок. Большую роль сыграл ряд приказов, изданных Федеральной энергетической комиссией Приказы FERC № 436 "Проект свободного доступа" (Open Access Blueprint) и № 500 "Возмещение издержек при применении правила "бери или плати"" ('Take or Pay' Cost Recovery) позволили добытчикам газа и его потребителям заключать договоры с владельцами газопроводов на резервирование их пропускной способности для нужд договаривающихся сторон - иными словами, создали свободный доступ к газотранспортной сети. Логика приказов № 436 и № 500 состоит в том, что компания, добывающая газ, может продавать его напрямую покупателю, используя для прокачки собственную зарезервированную пропускную способность газопровода. С целью решения административной проблемы определения, когда и в каком объеме необходимо принять и доставить газ и как идентифицировать, кому принадлежит тот или иной объем газа в трубе, разработчики приказов FERC предусмотрели определенные процедуры, которые работают бесперебойно в случае отсутствия разницы между полученными и доставленными газотранспортной системой объемами. Однако возникновение дисбаланса объемов газа на практике неизбежно, и если он не устраняется в установленное время, владельцы трубопроводов уполномочены взимать штрафы.
Определяющей в конкурентоспособности природного газа является его стоимость для конечного потребителя (население, промышленность и т.п.). На всех рынках природного газа цену продажи определяют в сопоставлении с показателями по другим видам топлива (мазут, газойль) на условиях паритета энергетической ценности. В этих условиях цены на природный газ формируются директивно или на основе долгосрочных контрактов, рыночные механизмы ценообразования практически отсутствуют. Кроме того, наблюдается определенный дисбаланс цены на природный газ по сравнению с нефтью и нефтепродуктами, что не отвечает его энергетическим характеристикам. Конкурентный рынок характеризуется ценообразованием на основе спроса и предложения, позволяющим получать сведения о реальной ценности газа в экономике, и влечет за собой должное отношение потребителей к энергосбережению. Сразу после выхода в свет приказов FERC некоторые американские компании стали заключать договоры на покупку (продажу) газа по телефону и факсовому аппарату. Работа "вручную" и, как следствие, медленное распространение информации тормозили развитие конкурентной торговли газом, и компании, работающие в данной сфере, стали искать новые пути продвижения, повышая эффективность и снижая издержки за счет применения современных технологий. Скромное начало торговли природным газом получило мощный импульс для развития с появлением интернет-технологий, которые позволили создать огромные онлайновые торговые площадки, такие как NYMEX (Нью-Йорк), Intercontinental Exchange (ICE) (Атланта, шт. Джорджия) и печально известная EnronOnline (EOL) (Хьюстон, шт. Техас). С ускорением процесса торговли развивался сам механизм торгов, а также методы анализа и управления рисками, в основном путем заимствования опыта биржевой торговли ценными бумагами. В настоящее время природный газ в США продается и покупается с помощью стандартизированных контрактов на физическую поставку как на спотовых рынках, так и через долгосрочные обязательства. Традиционно контракты на поставку газа между вертикально интегрированными газовыми компаниями и потребителями были долгосрочными, с фиксированными ценами и минимальной гибкостью. Значение таких контрактов с развитием либерализации падает, а спотовые рынки начинают играть все большую роль, поскольку они позволяют достичь максимальной гибкости и дают возможность быстрее адаптироваться к изменению рыночных обстоятельств. Тем не менее международные договоры на поставку газа в своем большинстве продолжают оставаться долгосрочными. Спотовые рынки обычно возникают в местах с большой концентрацией продавцов и покупателей - в узлах газотранспортной сети вблизи крупных регионов потребления или на основных терминалах стран - производителей природного газа, поскольку спотовые цены устанавливаются именно в отношении таких точек. Либерализация рынка газа влечет за собой трудно предсказуемые изменения цен, что вызывает необходимость управления ценовыми рисками. Для данной цели используются хорошо известные на фондовом рынке инструменты - опционы, фьючерсы и свопы. В США газовые опционы и фьючерсы в организованном порядке в основном торгуются на площадках NYMEX и Kansas City Board of Trade. Кроме организованных торговых площадок существует так называемый рынок торговли "через прилавок" (OTC - over the counter), где инструменты предлагаются покупателям брокерами. На этом рынке прозрачность процесса существенно ниже. В Европейском Союзе правительства пересматривают регулятивную политику в отношении рынков природного газа в контексте директив Евросоюза, предписывающих поэтапное открытие рынка для продавцов и покупателей. В рамках данной статьи отметим наиболее важные положения этих директив.
1. Директива Евросоюза 2003/55/ЕС от 26 июня 2003 г. определяет ответственность каждого государства - члена Евросоюза за управление своими газовыми предприятиями таким образом, чтобы создать конкурентный и одновременно надежный рынок газа, избегая дискриминации между газовыми предприятиями разных стран с точки зрения их прав и обязанностей. При этом страны Евросоюза вправе возлагать на свои газовые предприятия социальные обязанности в отношении надежности и непрерывности поставок, качества и цен на газ, а также обязанности по защите окружающей среды. Такие обязательства должны быть четко определенными, прозрачными недискриминационными и обеспечивать равенство доступа газовых компаний стран Евросоюза к потребителям. Страны Евросоюза должны принимать меры для защиты конечных потребителей, в особенности малоимущих, и могут назначать поставщика последней инстанции (гарантирующего поставщика).
2. Государства - члены Евросоюза или
их газовые предприятия, владеющие газопроводами
и газохранилищами, обязаны назначить
одного или нескольких системных операторов
(СО). Государства или предприятия, владеющие
газораспределительными системами или
контролирующие их, обязаны назначить
операторов распределительных систем
(ОРС). СО и ОРС назначаются на сроки, определяемые
странами - участниками Евросоюза.
3. Если СО или ОРС являются частью вертикально
интегрированного предприятия, то с точки
зрения их юридического статуса и процесса
принятия решений они обязаны быть независимыми
от других структур предприятия, которые
не заняты непосредственно транспортировкой
или распределением газа. Однако Евросоюз
не предъявляет требований раздельного
владения газотранспортными или газораспределительными
активами и остальными активами вертикально
интегрированной структуры. Каждый СО
или ОРС обязан не допускать дискриминации
отдельных потребителей или классов потребителей
по отношению к другим потребителям и
предоставлять другим СО и ОРС информацию,
необходимую для надежной и эффективной
работы объединенной системы газотранспорта
и газораспределения, а также снабжать
лиц, пользующихся этой системой, необходимой
информацией о доступе к ней.
4. Государства-участники
обязаны установить порядок
5. Страны - участники Евросоюза обязаны
назначить, по крайней мере, один орган,
компетентный регулировать рынок газа.
Такой орган должен быть полностью независимым
от самой газовой отрасли и отвечать за
обеспечение недискриминационного доступа
к системе газопроводов, конкуренцию и
бесперебойную работу рынка. Регулирующий
орган в свою очередь уполномочен утвердить
методологию расчета цен за подключение
к системе газопроводов и доступ к ней,
а также за предоставление услуг по балансированию.
6. Предприятия газовой отрасли обязаны
публиковать годовые бухгалтерские отчеты
по каждому виду деятельности: транспортировка,
распределение, хранение и сбыт. До 1 июля
2007 г. счета должны вестись раздельно для
квалифицированных и неквалифицированных
потребителей. Доход, связанный с собственностью
на инфраструктуру доставки газа, также
указывается отдельно.
7. Директива 2003/55/ЕС обязывает страны -
участники Евросоюза публиковать технические
требования к инфраструктуре и операционные
правила, позволяющие обеспечить надежность
и совместное управление объединенной
системой газопроводов.
Для большинства газовых трейдеров организация транспортировки газа от места добычи до покупателя с использованием серии контрактов на прокачку представляет собой существенную проблему. Многие трейдеры решают задачу маршрутизации посредством торговли через пул. В последнее время начали возникать онлайновые соединения между торговыми площадками и системными операторами газотранспортных сетей, позволяющие упростить процесс торговли в реальном времени. Однако программное обеспечение, на основе которого происходит управление транспортировкой газа, продолжает оставаться таким же, как несколько лет назад, в результате чего разрыв между операциями в газотранспортной сети и торговле продолжает увеличиваться. Это обусловлено тем, что сложность процесса планирования и ведения режимов газотранспортных систем требует присутствия опытных диспетчеров, работающих вручную. В таком режиме процесс маршрутизации газа зачастую неоптимален, как в силу его сложности, так и ввиду возможной заинтересованности диспетчера в извлечении дополнительной прибыли от транспортировки. В настоящее время ряд лидирующих компаний-разработчиков работает над созданием более совершенного программного обеспечения с целью устранения проблемы.
ГЛАВА 2. Ценообразование на природный газ в России
В России природный газ добывают ОАО «Газпром» и так называемые «независимые производители» - негосударственные газодобывающие и нефтяные компании и вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНК). Среди крупнейших независимых производителей – Новатэк, Лукойл, Роснефть, Сургутнефтегаз. Роль этих компаний в общероссийской добыче год от года повышается. По итогам 1 полугодия 2007 года доля «независимых» в общероссийский добыче выросла с 15% до 16% в сравнении с аналогичным периодом 2006 года (данные Минпромэнерго). В основном рост доли независимых производителей на газовом рынке произошел благодаря феноменальным темпам роста Новатэка. В России цена газа, добываемого и реализуемого ОАО «Газпром» ежегодно устанавливается государством в лице Федеральной службы по тарифам (ФСТ). Тарифы на газ дифференцированы по ценовым поясам. В России с 1 января 2006 года 13 ценовых поясов. В сентябре 2007 года ФСТ впервые опубликовала стоимость газа в РФ, рассчитанную по формуле на основе равной доходности с экспортом. Оптовая цена газа, рассчитанная на основе равной доходности с экспортом, в 3,3 раза выше действующих в 2007 году тарифов для промышленных потребителей, свидетельствуют материалы тарифной службы. Ниже приведены оптовые цены на газ для промышленных потребителей на 3 квартал 2007 года, а также действующая оптовая цена газа для промышленных потребителей, (руб. за 1000 м3). Продажа газпромовского газа на внутреннем рынке убыточна. В отличие от экспортной деятельности, операции Газпрома на внутреннем рынке далеко не так эффективны. Главной проблемой для Газпрома, как и для ряда других естественных монополий, остается перекрестное субсидирование –то есть покрытие убытков от нерентабельных операций высокими доходами от операций прибыльных. Несмотря на то, что тарифы для Газпрома Федеральная служба по тарифам повышает раз в год, до полной либерализации газового рынка еще далеко. В 2005 году, по данным Газпрома, убытки от его поставок газа на внутренний рынок составили $17 млрд из-за заниженных тарифов для внутренних потребителей. В 2006 году оптовые цены на газ выросли в среднем на 12%, и средняя цена реализации добытого Газпромом газа без НДС и акциза составила 1125,4 руб ($43) за 1000 м3. В 2006 году 76% внутренних поставок газа приходилось на промышленность, из них 37% потребляла отрасль электроэнергетики. Цены на 2007 год были введены в действие Приказом Федеральной службы по тарифам РФ от 5 декабря 2006 г. № 338-з\1. Исторически на внутреннем рынке газа сложились «монопольно» низкие цены. Из-за политики заниженных тарифов Газпром фактически субсидировал целые отрасли, в том числе – такие отрасли-экспортеры, как ме-таллургия и химическая промышленность. Сдерживание тарифов на газ позволяло этим отраслям поддерживать свою конкурентоспособность за счет низких издержек. Однако, в связи с резким ростом мировой цены на нефть и привязанных к ним экспортных цен на газ, ситуация должна радикально измениться. В 2006 году средняя цена для российских потребителей газпромовского газа ($43 за 1000 м3) почти в 6 раз была ниже средней цены для европейских потребителей Газпрома ($262 за 1000м3). Для сравнения: российские тарифы на электроэнергию, которые так же регулируются государством, ниже среднеевропейских тарифов только в 2,5 раза, а ведь отрасль электроэнергетики де-факто субсидируется Газпромом. По оценкам Газпрома, РАО ЕЭС России ежегодно получает от газового монополиста «дотацию» в виде заниженных тарифов в размере $6,9 млрд. По оценкам ФК «ОТКРЫТИЕ», в структуре себестоимости российских генерирующих компаний, электростанции которых работают на газовом топливе, затраты на топливо составляли в 2006 году не более 55% себестоимости, и такая структура себестоимости производства электроэнергии год от года не меняется. Таким образом, сложилась ситуация, при которой целая отрасль работает на дешевом газе, да еще имея более выгодные возможности для повышения собственных тарифов, чем сам поставщик газа. При этом КПД многих российских тепловых электростанций (35-40%) ниже, чем у электростанций в Западной Европе, где установлено современное оборудование (56-58%). Возникает серьезный вопрос об экономической целесообразности сдерживания тарифов, особенно для промышленных потребителей. Примерно такая же ситуация сложилась и в российской отрасли черной металлургии. Из-за невысокого качества сырья производство стали в России является более энергоёмким, чем аналогичное производство в Европе и Азии. Хотя российские сталевары потребляют больше газа, чем их зарубежные конкуренты, доля затрат на газ в себестоимости крупнейших сталелитейных предприятий (таких, как Северсталь) составляет не более 4-5% (оценки ФК «ОТКРЫТИЕ»). Таким образом, российские сталевары тоже фактически субсидируются Газпромом. Поэтому целью ежегодных требований Газпрома к государству о повышении тарифов является не получение сверхприбыли, а всего лишь прекращение вы- нужденного «спонсирования» коммерческих предприятий и даже целых отраслей-экспортеров. Низкие внутренние цены на газ в России привели к нерациональному его использованию промышленными потребителями. Так, в структуре топливно-энергетического баланса России в 2005 году доля потребления газа составила 51%. К 2010 году, согласно одобренной правительством энергетической стратегии России, предусмотрено снижение доли потребления газа в общем потреблении топлива до 46% и расширение использования угля как топлива, а одним из факторов этого должно стать повышение цен на газ, в том числе – для промышленных потребителей. У независимых производителей газа, таких как Новатэк и крупнейшие нефтяные компании, цена реализации газа, по данным Газпрома, на 15- 20% превышает газпромовские тарифы для внутренних потребителей. Независимые производители не могут без газотранспортной системы Газпрома поставлять газ на экспорт, более того, их поставки российским потребителям также зависят от газового монополиста. В то же время независимые производители не несут обязательств по газификации регионов, и могут свободно выбирать себе потребителя, продавая газ по коммерческим ценам. Поэтому рентабельность продаж газа на внутреннем рынке, например, у Новатэка, намного выше, чем у Газпрома, хотя Новатэк не получает доходов от экспорта. Однако возможности повышения цен на газ независимыми производителями ограничены, так как Газпром, являясь крупнейшим в России производителем газа и предлагая большие объемы газа по более низкой цене, создает себе существенное конкурентное преимущество. Поэтому мы ожидаем, что существующий «баланс сил» между Газпромом и независимыми производителями газа сохранится и в перспективе. По прогнозам ФК «ОТКРЫТИЕ», к 2010 году доля Газпрома в общероссийской добыче сохранится на уровне 85%. На внутреннем рынке газа сегодня назрела необходимость реформ. Либерализация газового рынка включает переход Газ прома к поставкам газа промышленным потребителям по рыночным ценам, в том числе – с использованием технологий электронной биржевой торговли. Как считают в Газпроме, в промышленном секторе российской экономики уже сложились условия для реализации газа по свободным ценам. В 2006 году начался переход к поставкам газа по системе «5+5», означающей продажу Газпромом в течение 2006- 2007 гг. 5 млрд кубометров газа и такого же количества независимых производителей газа по рыночным (контрактным) ценам через электронную торговую площадку. В настоящее время торговля газам в рамках проекта «5+5» успешно развивается. Переход к поставкам газа по рыночным ценам должен стимулировать отрасль электроэнергетики к использованию высокотехнологичных парогазовых установок, что позволит снизить потребление топлива. Для населения же тарифы по прежнему останутся регулируемыми. В целях эффективного развития газовой отрасли и стимулирования промышленных потребителей газа к энергосбережению правительство в конце 2006 года приняло решение об увеличении предельных параметров изменения регулируемых цен на газ на период до 2010 г. В 2007 году цены на газ вырастут на 15%, в 2008 – на 25%, в 2009 – на 20% и в 2010 – на 28%. К 2011 году государство планирует поднять рентабельность продаж газа на внутреннем рынке до уровня рентабельности европейского газового рынка (с учетом затрат на транспортировку газа и таможенных пошлин). По расчетам ФК «ОТКРЫТИЕ», в период 2006-2016 гг. среднегодовые темпы роста выручки (CAGR) от поставок газа на внутренний рынок Газпрома составят 10%, в то время как CAGR выручки от экспорта в этот же период составят только 4%. Причина будет заключаться в опережающих темпах роста цен на газ, так как российскому газовому рынку предстоит ценовая либерализация, хотя и умеренная. Мы ожидаем, что в период 2006-2016 гг. газпромовские тарифы для внутреннего рынка вырастут в среднем на 7% в год, а цены для европейских потребителей будут, по нашим прогнозам, расти в среднем на 2% в год. Ожидаем, что в 2006-2007 году убыток Газпрома от поставок на внутренний рынок сократится до $9-11 млрд в год, благодаря постепенному повышению тарифов на газ. По нашим прогнозам, в 2008 году внутренняя цена на газ может возрасти на 21% до 1322 руб. за 1000 м3, поэтому мы считаем, что в этом году будет еще одно повышение цен на газ. Согласно прогнозам Минэкономразвития, в России в 2007 году средний тариф на газ повысится на 15%. В последующие 2 года темпы роста тарифов на газ составят, соответственно, 14% и 13% в год. Цены на газ для населения будут расти более высокими темпами по сравнению с ростом оптовой цены на газ – на 14-15% в год, прогнозирует МЭРТ. Мы предполагаем, что в период с 2006 по 2016 гг. средние темпы роста тарифов составят 8% в год, при том что экспортные цены на газ будут расти только на 2% в среднем в год за этот же период. Президентские выборы не помешают росту цен на газ. Хотя сам Газпром обращался в ФСТ с требованием разрешить повышение тарифов в 2007 году на 22%, государство, хотя и разрешило повышение только на 15%, но, тем не менее, пошло на компромисс с Газпромом, разрешив ему уже в 2008 году повысить тарифы на такую же величину, как и в 2007. По прогнозам МЭРТ, тарифы на электроэнергию вырастут за этот же период всего на 8-10% в год. Отметим, что в 2008 году – в год президентских выборов – существенного замедления темпов роста тарифов на газ и электричество не планируется. Более того, предполагается, что в ближайшие 3 года тарифы на газ и электроэнергию для населения будут расти опережающими темпами по сравнению, соответственно, оптовой ценой на газ и тарифом на электричество для коммерческих потребителей. Правительство, по-видимому, предполагает дальнейшее сохранение высоких темпов экономического роста и увеличение реальных доходов населения, для которого повышение цен на газ и элек-тричество, возможно, окажется не таким болезненным, как это было в прошлые годы. Примечательно, что Минэкономразвития ранее пересмотрело прогноз инфляции потребительских цен на конец 2006 года, которая, по новому прогнозу МЭРТ, составит 9% вместо запланированных ранее 8%. Это лишний раз подчеркивает высокую зависимость российской промышленности от тарифов естественных монополий.
2.1. Достоинства двойственного установления цен на природный газ России
Вопрос о двойственном установлении цен на энергоносители (когда цены на внутреннем рынке России ниже, чем экспортные цены) приобрел дискуссионный характер. С одной стороны, некоторые страны-члены ВТО утверждают, что двойственное установление цен на энергоносители представляет собой экспортную субсидию для российских экспортеров той продукции, которая воплощает в себе эти энергоносители. С другой стороны, официальные лица России утверждают, что двойственное установление цен на энергоносители представляет собой экспортную субсидию только в том случае, когда энергоносители, воплощенные в экспортируемую продукцию, продаются по более низкой цене по сравнению с ценами энергоносителей на внутреннем рынке – что, как они считают, не соответствует существующему положению. В контексте вступления России в ВТО некоторые члены этой организации считают, что Россия должна взять на себя обязательство по устранению двойственного установления цен на энергоносители в качестве условия для принятия ее в ВТО. Это требование об унификации внутренних и экспортных цен на энергоносители воспринимается в России как как влекущее за собой огромные и неприемлемые экономические издержки для России в виде потери прибыли от продаж в Европе (включая Турцию) в результате снижения экспортных цен, роста безработицы, а также в виде потерь от нерационального распределения ресурсов внутри России в результате введения более высоких внутренних цен или комбинации обоих сценариев их унификации. Мы полагаем, что российский рынок выиграет от улучшения обслуживания в условиях введения конкуренции, но пока Газпром обладает почти монополией в этой сфере, анализ показывает, что Россия должна повысить свои цены на природный газ на своем внутреннем рынке до уровня полных долгосрочных предельных издержек производства, то есть примерно удвоить существующие цены. Мы рассчитываем, что в результате этого Россия получит выгоду в размере около 1.24 млрд. долл. США в год. Анализ также показывает, что переход к унификации внутренних и экспортных цен на природный газ не отвечает интересам России. Если бы Газпром продовал свой природный газ по цене, равной полным долгосрочным предельным издержкам производства плюс транспортные издержки, то в этом случае потери Газпрома составили бы между 5 и 7.5 млрд. долл. США в год.
2.2 Экономические последствия
двойственного установления
С точки зрения интересов России, цены на природный газ на внутреннем рынке должны быть повышены, но нет экономических оснований для перехода к полной унификации цен на газ на внутреннем рынке с экспортными ценами. Мы полагаем, что российский рынок выиграет от улучшения обслуживания, если Россия введет конкуренцию по добыче природного газа при одновременном обеспечении доступа к трубопроводам для новых поставщиков газа. Однако, Газпром в настоящее время является почти монополистом на российском внутреннем рынке. Эффективное установление цен монополиями требует, чтобы они устанавливали цену на внутреннем рынке на уровнях, которые отражают действительную альтернативную стоимость продукта. На российском внутреннем рынке эта стоимость соответствует уровню долгосрочных предельных издержек природного газа. Это подразумевает, что России необходимо повысить внутреннюю цену на природный газ для выхода на эту экономически эффективную цену; в противном случае основной капитал деградирует и по прошествии определенного времени поставки газа в будущем сократятся. На самом деле, во многих странах с рыночной экономикой регулируется максимальная цена монополий в таких сферах как распределение газа и электричества с целью достижения этого желательного уровня цен. Однако, что касается экспорта природного газа в Европу, следует отметить, что доля России на этом рынке составляет примерно 27 процентов, что означает, что Газпром обладает определенной рыночной властью на этом рынке. В этой ситуации для Газпрома оптимальным является установление цены на уровне выше долгосрочных предельных издержек для того, чтобы использовать свою рыночную власть, то есть для Газпрома оптимальным решением является продажа природного газа на своих экспортных рынках по цене выше, чем на своем внутреннем рынке.
Масштабы рыночной власти сглаживаются наличием конкурирующих источников газа. Кроме того, Газпрому нужно, чтобы его воспринимали как надежного поставщика, которому можно доверять продолжение поставок газа (потенциально в возрастающих объемах) на рынки Европы по справедливой цене. В долгосрочной перспективе Газпром столкнется с риском появления новых конкурентных поставщиков, которые сократят долю Газпрома на рынке Европы, и этот риск тем выше, чем больше прибыль Газпрома сверх предельных издержек. Увеличение объемов поставки в течение следующих нескольких лет ограничивается возможностями транспортировки и долгосрочными контрактами. Это ограничение, конечно, можно преодолеть и могут появиться новые поставщики. Однако, в более долгосрочной перспективе ограничением является поглощающая способность экспортных рынков. Российские подтвержденные запасы достаточны для двухкратного или даже трехкратного увеличения ее производственных мощностей. Чтобы поглотить такой объем газа, рынки Европы должны будут резко увеличиться.
Ключевой момент здесь состоит в том, что Газпром не может продавать значительно бóльшие объемы природного газа в Европу, не оказывая при этом влияния на цену газа. Чтобы продать значительно больше газа, Газпрому нужно будет установить более низкую цену на газ, то есть он сталкивается с кривой спроса, наклоненной вниз. Это означает, что не существует никакой заданной «мировой цены» на газ, с которой сталкивается Россия. Скорее, Газпром должен рассчитать какую-то оптимальную цену для своих поставок в Европу, отражающую выбор, с которым сталкивается Россия, между дополнительной выручкой в результате дополнительных поставок газа и потерей выручки в результате снижения цены из-за неизбежности снижения своей цены с целью продажи дополнительного объема газа. Оптимальная цена Газпрома на газ в Европе должна будет меняться с течением времени вместе с изменением спроса на газ в Европе, но интересам Газпрома отвечает максимизация его прибылей от экспорта газа.
Газопроводы сегментируют рынок СНГ от рынков Европы и России. В СНГ цены ниже по сравнению с ценами на газ, продаваемый в Европу. В 2000 г. в пересчете обратным ходом средняя стоимость газа, поставленного в страны СНГ и Балтии, была на уровне 35 долл. США за тысячу кубометров. Как монополист или олигополист, проводящий политику ценовой дискриминации на сегментированных рынках, Газпром мог бы максимизировать свою прибыль в СНГ путем установления цены, при которой предельная выручка равна предельным издержкам. Очевидно, что семерка стран СНГ располагает гораздо меньшими доходами и платежеспособностью, чтобы платить такую же цену, какую жители Европы платят за природный газ. С учетом этого более низкого дохода и платежеспособного спроса, оптимальная цена на рынках стран СНГ будет гораздо ниже цены, которую Газпром устанавливает для Европы.
Установление цены ниже предельных издержек никогда не ведет к максимизации прибыли. Однако, при цене 35 долл. США за тысячу кубометров цены в СНГ находятся на уровне собственных расчетов Газпрома по ценам, которые ему необходимы для покрытия полных издержек. Дальнейшее объяснение цен в СНГ состоит в том, что цены намного выше краткосрочных предельных издержек, что позволяет Газпрому получать краткосрочную прибыль от этих продаж без того, чтобы обязательно удовлетворить спрос в долгосрочном плане. На самом деле, Газпром разрешил газовой компании Итера получить доступ к его транспортной системе для поставок газа на рынок СНГ из Туркменистана, что свидетельствует об отсутствии долгосрочных обязательств по отношению к данному рынку. Продажи газа в СНГ также являются предметом двухсторонних переговоров, которые могут учитывать и неценовые аспекты.
Однако существует вопрос, связанный с загрязняющим воздействием природного газа на окружающую среду в результате сжигания попутного газа при добыче нефти. Нерациональное сжигание газа на месторождениях представляет собой серьезную проблему в России, которая существует отчасти из-за нежелания Газпрома предоставить конкурирующим газодобывающим компаниям доступ к газопроводам. Весь газ, добываемый Газпромом, является несвязанным и сам по себе не вызывает возгорания на месторождениях. Российские нефтедобывающие компании в настоящее время пытаются получить доступ к сети трубопроводов с целью получения определенной прибыли от попутного газа, который в настоящее время сжигается, а также с целью возможного создания резервов несвязанного газа. Предоставление такого доступа российским нефтедобывающим кампаниям должно принести России как экономические, так и природоохранные выгоды. Однако, объем несвязанного газа, который мог бы продаваться на рынке, довольно мал – возможно около 20 млрд. кубометров от общего объема производства 580 млрд. кубометров. В результате появится новый источник газа с низкими издержками и возникнет природоохранный эффект.
Поскольку Россия имеет большую долю рынка природного газа Западной Европы, то для России не существует «мировой цены», по которой она могла бы продавать любые объемы газа. Возрастающие объемы предложения газа не могут быть потреблены и поэтому не могут принести дополнительные экспортные доходы, так как для того, чтобы продавать значительные и растущие объемы газа, Россия должна снизить экспортную цену и она потеряет доходы в результате снижения цены. То есть, в интересах Газпрома установить цену и объемы продажи своего газа на экспортных рынках таким образом, чтобы это максимизировало прибыль. После установления оптимальных цены и объема продаж на экспортных рынках, альтернативные издержки продажи дополнительного объема газа на внутреннем рынке будут равны нулю. Подобным же образом, любое снижение внутреннего потребления газа в России не приведет к дополнительному его экспорту, поскольку оптимальный уровень экспорта заранее предопределен. Вместо этого, снижение потребления газа на внутреннем рынке приведет к снижению его предложения – по сути, излишний для потребления газ будет оставлен в земле.
Заключение
В настоящее время
цена на российский газ различается
по трем сегментам: Европа, Россия и
Содружество независимых
Газпром имеет монопольную власть на внутреннем рынке и некоторую рыночную власть на экспортных рынках. Мы считаем, что российский рынок получит выгоду от улучшения обслуживания как по экономической, так и по природоохранной составляющей, если Россия введет конкуренцию в сфере добычи природного газа при обеспечении недискриминационного доступа к газопроводам для новых поставщиков газа. Однако, в ближайшем будущем Газпром останется монополистом на российском внутреннем рынке и существует противостоящий интерес потребителей, который говорит о том, что соответствующие меры государственной политики должны не допускать использование Газпромом своей монопольной власти путем ограничения цены Газпрома на газ на уровне LRMC. На экспортном рынке отсутствуют интересы потребителей, противостоящие России, которые могли бы вынудить Россию оказаться от использования своей рыночной власти. Унификация внутренних и экспортных цен, если она подразумевает снижение экспортных цен на энергоресурсы, будет означать потерю экспортных доходов в размере от 5 до 7.5 млрд. долл. США. Если же такая унификация цен подразумевает повышение внутренних цен на энергоносители до уровня текущих экспортных цен, то это выразится в значительном и неэффективном ограничении производства продукции в России и скорее всего окажет негативное воздействие на другие страны СНГ, которые в настоящее время пользуются льготным режимом цен по поставкам газа из России.
Потребители Западной Европы получили бы выгоду в виде снижения оплаты на сумму от 5 до 7.5 млрд. долл. США в год в результате оплаты своего потребления природного газа по сниженной цене, если бы Газпром снизил свою экспортную цену. В первую очередь, они могли бы дополнительно выиграть 2.5 млрд. долл. США от того, что более низкие цены на газ позволили бы им увеличить потребление газа. Таким образом, унификация внутренних и экспортных цен на газ дорого обошлась бы России, с учетом того, что доходы жителей Европы увеличатся на большую велчину по сравнению с величиной потерь доходов для России. Для России снижение цен на газ таким путем потребует очень значительных компенсаций, но потенциально может повысить мировое благосостояние. И наоборот, можно увеличить мировое благосостояние и достичь эффективной мировой цены на рынке Европы, если бы Газпром взимал оплату за свои поставки газа по двухставочному тарифу (то есть снизить ставку оплаты за тысячу кубометров, но повысить оплату за право потреблять природный газ). По нашим рассчетам, установление оптимального двухставочного тарифа позволило бы удвоить прибыли Газпрома в Европе. Тот факт, что Газпром не применяет двухставочный тариф на рынке Европы, говорит о том, что Газпром продает свой газ по ценам, которые значительно ниже чистой цены, максимизирующей краткосрочную прибыль. Это вытекает из видения долгосрочной перспективы, в рамках которой Газпром должен учесть риски потери своего рынка.