Рынок газа: долгосрочный контракт Гронингенского типа (Нидерланды – СССР/Россия)
Введение
С развитием торговли природным газом в международном масштабе, вопросы ценообразования приобрели серьезное значение для участников рынка. Все большее внимание получает вопрос либерализации рынков и развития торговли энергоресурсом на бирже, в качестве биржевого товара. В то же время есть ряд отличий, которые не позволяют рассматривать природный газ в качестве такого стандартного товара – прежде всего тот факт, что это природный ресурс, запасы которого распределены неравномерно, а инвестиции в добычу и транспортировку довольно специфичны. Тем не менее, биржевая торговля природным газом развивается в разных регионах мира – уже завоевав долю 99% на североамериканском рынке, конкурентное ценообразование усиливает позиции и на европейском рынке. Что ждет рынки природного газа - всеобщий переход на конкурентное ценообразование и интеграция, большой вопрос для экономистов.
В данной работе мы рассмотрим «Гронингенскую» модель долгосрочного экспортного газового контракта, ключевым моментом которой является особый механизм ценообразования на газ и стадии эволюции Гронигенской модели газовых контрактов с начала ее создания в 1962 году.
2.1. Газовые контракты как типы рынка энергетических ресурсов и стадии эволюции энергетических рынков
Если рассматривать экономическую теорию, то в первую очередь будет необходимым остановить свое внимание на способах ценообразования, а именно - ренте Рикардо и ренте Хотеллинга. В случае необходимости охарактеризовать историю развития мирового нефтяного бизнеса и историческое развитие международного газового бизнеса, то самым точным и емким могло бы стать название «Борьба за ренту Хотеллинга».
Этот факт не случаен, так как формирование указанной ренты и борьба за ее присвоение считается основной подсказкой к пониманию множества экономических и политических событий в газовых сделках в Европе и на пространстве бывшего СССР в частности, и в международном газовом бизнесе в целом.
В отличие от нефти, где в международной торговле цен, рассчитанная по принципу цена-плюс, как правило, отражает, цену «free of board» (без учета транспортировки нефти т пункта отгрузки, являющегося экспортным терминалом, до импортного терминала в стране назначения, при этом отражаются географические особенности основных центров добычи-стран Северной Африки, Персидского залива, Южной Америки, и способа транспортировки - морского транспорта.
При торговле газом, основные месторождения которого находятся далеко за пределами стран-импортеров, главным видом транспорта является трубопроводный.
Причем цена, рассчитанная по принципу «цена-плюс» в международной торговле обычно отражает цену «СИФ» на пункте сдачи-приемки газа, независимо от расположения этих пунктов (участки трансграничной производственно-сбытовой цепи газоснабжения).
2.2. Экономические теории ценообразования
Итак, начнем с краткого экскурса в теорию ценообразования на невозобновляемые природные (и, в частности, энергетические) ресурсы. Обычно, когда речь идет об экономической теории, то принято считать, что равновесная цена находится на пересечении кривой спроса-предложения по данному товару, показанной на рис. 1. Это совершенно справедливо для производства товаров, не относящихся к невозобновляемым природным ресурсам (таким, как производство предметов потребления или
2.Российский газ в континентальной Европе и СНГ: эволюция контрактных структур и механизмов ценообразования. Семинар «Экономические проблемы энергокомплекса». Москва, 2010.
материальных потоков производства, таких как продукция машиностроения
и других отраслей обрабатывающей промышленности, в рамках которых
компания-производитель относительно свободна в выборе местоположения своего производства и масштаба производственных мощностей). Когда мы начинаем говорить о невозобновляемых энергоресурсах, то, в связи с объективной (данной нам от природы) неравномерностью размещения геологических ресурсов (невозобновляемых природных ресурсов) энергоносителей в недрах земной коры, у нас возникает потенциальное ограничение.2
Это ограничение связано с тем, как соотносится уровень спроса на энергоресурсы на внутреннем рынке той или иной страны с объективно заданным ограничением мощностей по добыче того или иного невозобновляемого энергоресурса в этой стране. При этом, когда мы говорим о ресурсном ограничении мощностей по добыче, естественно, мы понимаем, что речь идет не о геологических ресурсах, не о разведанных геологических запасах, а о производственных мощностях, то есть о доказанных извлекаемых запасах (нефти, газа или иного невозобновляемого энергоресурса), то есть о той части геологических запасов, которая была конвертирована в производственные мощности. Это значит то, что мы говорим о той части геологических ресурсов, которую определенно технически возможно и экономически целесообразно извлечь, В основном это добывающие мощности существующих и подготовленных к работе нефтяных, газовых и прочих промыслов. Поэтому применимое в отношении отраслей обрабатывающей промышленности положение по распределению равновесной цены на пересечении кривых спроса и предложения лишь частично применимо к невозобновляемым энергоресурсам.
Рис. 1. Рента Рикардо и рента Хотеллинга (для невозобновляемых источников энергии)
2.3.1. Принципы формирования цен на невозобновляемые энергетические ресурсы
Механизм ценообразования дает цену, опирающуюся на стоимость замещения невозобновляемого энергоресурса (газа), то есть на стоимость потребления альтернативных природному газу энергоресурсов. Когда уровень спроса в стране превышает уровень производственных мощностей по добыче данного невозобновляемого энергоресурса (ПМ1/ПМ2 на рис. 1), цены, определяемые этими двумя механизмами ценообразования, находятся на пересечении разных кривых.
Цена, опирающаяся на издержки, находится на пересечении кривой предложения и линии, соответствующей пределу добывающих мощностей;
Цена, опирающаяся на стоимость замещения, находится на пересечении кривой спроса и как бы той же самой линии, соответствующей пределу производственных мощностей по добыче данного энергоресурса. При приближении к пределу добывающих мощностей кривая предложения начинает резко загибаться вверх и стремиться к этой линии предела мощностей (как бы совпадает с ней). Логично, что обе группы цен (рассчитанные по принципу «кост (цена) - плюс» и «стоимость замещения») не являются фиксированными во времени, они могут колебаться вверх-вниз, ибо находятся под воздействием разных групп факторов. Цена, опирающаяся на издержки, находится под воздействием производителей, и основные факторы, которые влияют на эту цену – это лицензионная политика принимающей страны (государства – собственника недр) и научно-технический прогресс (НТП). Лицензионная политика страны-собственника недр определяет темпы и уровни разведки и добычи, исчерпания невозобновляемого энергоресурса. По мере экономического развития происходит увеличение энергопотребляющих мощностей и расширение производственных мощностей в отношении их добычи, а также увеличение вовлеченных в энергооборот энергоресурсов.
Цена, которая опирается на стоимость замещения, находится под воздействием иной группы участников рыночных отношений, а именно - потребителей. И здесь тоже есть группы противоположно направленных факторов. Экономический рост двигает всю кривую спроса вправо, поэтому подталкивает цены вверх, а меры по повышению эффективности использования энергии, уменьшению ее потерь и т.п. – наоборот, сдвигают кривую спроса влево и оказывают понижающее давление на цену, опирающуюся на стоимость замещения. А замещение энергоресурсов разворачивает кривую спроса, причем, в зависимости от того, какие энергоресурсы замещаются какими в потреблении, результирующий вектор влияния этого фактора на цены, опирающиеся на стоимость замещения, может быть направлен либо вверх, либо вниз. Как соотносятся ценообразование и цены с извлечением ренты при экспорте газа? Первый принцип ценообразования на газ – это «издержки-плюс» (или «кост-плюс», или «нэт-форвард»)1.
1.Механизмы ценообразования на газ в мире: обзор по регионам, проблематика глобализации и выводы для России. Миронова И. Ю. Спб, 2015.
Обычно это ценообразование при избыточных мощностях по добыче в стране-производителе (при уровне производственных мощностей, превышающем уровень внутреннего спроса на газ).
Этот принцип формирования цены может применяться как на внутреннем рынке страны-производителя, так и при экспортных поставках. Если он применяется на внутреннем рынке страны-производителя газа, то рента Хотеллинга остается в стране-экспортере, но не переводится в денежные средства, а обменивается на создание конкурентных преимуществ действующим в стране компаниям и предприятиям (уменьшая для них энергетические издержки, что особенно актуально для таких газоёмких производств как производство электроэнергии, минеральных удобрений, цемента и др.) и на снижение социально-экономических издержек развития страны (уменьшение затрат на энергию у ее потребителей, что эквивалентно, в том числе, уменьшению потенциальной социальной напряженности в стране). Если этот принцип применяется при экспорте, то имеет место дотационное экспортное ценообразование, при котором рента Хотеллинга делится со страной-импортером и монетизируется в стране-импортере (вопрос об эквивалентности обмена – на что обменивает страна-экспортер свои прямые экономические бенефиции стране-импортеру – оставляю в стороне). Второй принцип ценообразования на газ – это «стоимость замещения» или стоимость альтернативных газу энергоресурсов (конкурирующих с газом у конечного потребителя – «на горелке»). Также может применяться как при внутреннем, так и при экспортном ценообразовании. Внутреннее ценообразование по принципу «стоимость замещения» может применяться при ограничении мощностей по добыче в стране ниже уровня спроса на газ. В этом случае рента Хотеллинга на газ собственной добычи монетизируется в стране-производителе (страна превращается в импортера и может выравнивать внутренние цены на газ по уровню импортных)
. Применение принципа «стоимость замещения» при экспортном ценообразовании означает, что оно построено на чисто коммерческих принципах организации экспортной торговли (на неполитической и недотационной основе). В этом случае рента Хотеллинга монетизируется в стране-экспортере. Существует разновидность второго принципа ценообразования применительно к газу - «стоимость замещения плюс нэт-бэк (к пункту сдачи-приемки)». Применение этого принципа при экспорте означает, что контрактная цена газа рассчитывается как стоимость замещения, приведенная к пункту сдачи-приемки, расположенному в производственно-сбытовой цепи «выше» границы страны - импортера. Этот принцип был впервые в Европе положен в основу механизма ценообразования и введен в контрактную практику в 1962 году Нидерландами, когда страна предложила голландскую (Гронингенскую) модель долгосрочного экспортного газового контракта.
2.3.2. Особенности Голландской концепции долгосрочного экспортного газового контракта (ДСЭГК)
До начала 1960-х годов ценообразование на газ в Европе проводилось по принципу «кост(coast)-плюс». Концепция ценообразования по принципу «стоимость замещения» была разработана в Нидерландах в начале 1960-х годов в связи с открытием в 1958 году крупнейшего в то время в мире газового месторождения Гронинген, по имени которого и получила впоследствии свое название. В основе этой концепции лежало желание правительства Нидерландов максимизировать природную ресурсную ренту, а точнее, специфическую ее часть - ренту Хотеллинга, от разработки этого уникального по своим размерам месторождения. Ключевые элементы этой модели были сформулированы в выступлении тогдашнего Министра экономики Нидерландов господина де Поуза перед парламентом страны в 1962 г. об основных положениях новой государственной энергетической политики (эти положения стали впоследствии известны как «нота де Поуза»). Целью такой новой политики (что и нашло свое воплощение в голландской концепции ДСЭГК) являлась максимизация ресурсной ренты для страны-производителя газа в долгосрочном плане. Как известно, в соответствии с правовой моделью недропользования в Европе, право собственности на природные ресурсы во всех без исключения европейских странах принадлежит государству. Впервые в истории государство-собственник недр столкнулось с необходимостью выбора экономико-правовой модели разработки газового месторождения, размеры которого (а значит и масштабы финансовых потоков, необходимых для его разработки и генерируемых его освоением) предопределяли неизбежное существенное влияние такой модели на макроэкономические параметры развития всей страны.
Но в 1962 году в этой системе произошли значительные изменения. Основываясь на подтвержденные в этом же 1962 году Генеральной Ассамблей ООН (в своей Резолюции № 1803 от 14.12.1962 года «Неотъемлемый суверенитет над естественными ресурсами»12) суверенные права государств на свои природные ресурсы, голландское государство было заинтересовано в следующем. А именно в том, чтобы получить максимальный долгосрочный эффект для страны и ее жителей от разработки этих уникальных невозобновляемых природных ресурсов, то есть максимальную - в долгосрочном плане - ресурсную ренту от разработки месторождения Гронинген.
2.3.3. Пути адаптации советской модели ДСЭГК в Евросоюзе: пути советского газа в Европу и связанные с этим риски
Таким образом, в Гронингенской модели ДСЭГК изначально заложена возможность адаптации формулы цены к изменяющимся условиям, формирующим конкурентную среду для реализации газа на рынке страны-потребителя, что отражено на рисунке 2. С учетом этих изменений производитель будет способен продолжать извлекать максимальную ресурсную ренту в новых – меняющихся - условиях, то есть получать максимально возможную цену, определяемую конкурентоспособностью газа в изменяющихся внешних условиях его реализации. Например, при расширении номенклатуры конкурирующих с газом энергоносителей, появлении новых технологий, ведущих к повышению эффективности использования как этих конкурентных газу энергоносителей, так и самого газа, изменении ценовых параметров альтернативных газу энергоресурсов, появлению новых контрактных форм организации торговли газом, которые входят в конкуренцию с ДСЭГК, и так далее.
Долгосрочная эволюция механизма ценообразования в ходе его контрактных пересмотров (предусмотренных в ДСЭГК регулярных «ценовых переговорных раундов») - это процесс адаптации формулы ценообразования к новым условиям развития энергетических рынков путем расширения номенклатуры входящих в нее элементов и изменения их «весов», отражающих конкуренцию между «старыми» и «новыми» конкурирующими с газом энергоносителями и «старыми» и «новыми» контрактными формами организации торговли газом.
На сегодняшний день продолжают оставаться основными структурными элементами в формулах для пересчета цены газа для базовых европейских газовых поставщиков.
Pm** = [Po]
+ [0.60] x [0.80] x 0.0078 x (LFOm - LFOo)
+ [0.40] x [0.90] x 0.0076 x (HFOm -HFOo)
+ [… (цена на уголь)]
+ [… (цена на электроэнергию)]
+ [… (цена газа на ликвидных рыночных площадках***)]
+ […]
[…] – параметры в квадратных скобках обычно являются предметом переговоров между сторонами ДСЭГК в ходе предусмотренных в ДСЭКГ «ценовых раундов»
Рис. 2. Типовая формула ценообразования в рамках Гронингенской модели ДСЭГК и ее эволюция
Гронингенская модель ДСЭГК стала контрактной основой формирования европейской системы газоснабжения и ее газотранспортной системы в сегодняшних контурах. Не будет лишним обозначить, что эта модель является основой самого факта существования сегодняшней системы газоснабжения континентальной Европы и всей европейской газотранспортной системы. По расчетам Секретариата Энергетической Хартии, более 300 млрд. куб. м газа ежегодно импортируется в континентальную Европу в рамках контрактных структур на базе Гронингенской концепции ДСЭГК. Еще около 120 млрд. куб. м в год трубопроводного газа экспортируется в мире в рамках
ДСЭГК по ценам, привязанным к его спотовым или биржевым котировкам – преимущественно в специфических условиях наиболее либеральных газовых рынков США и Соединенного Королевства. Примерно 100 млрд. куб. м в год газового экспорта в страны СНГ находится в состоянии перехода к модифицированной Гронингенской модели ДСЭГК с привязкой к традиционной (преимущественно нефтепродуктовой) корзине замещающих газ энергоносителей. На основе чисто спотовых по обоим параметрам (срочность и механизм определения цены) контрактов в международной торговле газом приходится лишь около 25 млрд. куб. м поставок в год.
Советские поставки газа в Западную Европу начались в 1968 г. - спустя шесть лет после начала применения на практике Гронингенской модели ДСЭГК – поставками в Австрию, по контракту с австрийской компанией OMV в пункт сдачи-приемки Баумгартен. Первый советский газовый контракт в Европу стал применением на практике контрактной модели, которая была разработана для поставок газа внутри политически однородной Западной Европы. Эта модель, после нескольких лет ее практической апробации и «доводки», была взята за основу и адаптирована сторонами контракта (советским внешнеторговым объединением «Союзгазэкспорт» - поставщиком газа и соответствующими западноевропейскими компаниями - покупателями советского газа) к особенным условиям поставок газа в рамках политически разделенной Европы во второй половине 20 века.
3.1. Сравнительный анализ Гронингенской и российской модели ДСЭГК: черты сходства и различия
Третий энергопакет ЕС (Директива19 и Регулирование20 по рынку газа, то же - по рынку электроэнергии и плюс Регулирование о создании Агенства по сотрудничеству европейских энергорегуляторов вступил в силу 03.09.2009. К 03.03.2011 страны-члены ЕС должны были привести в соответствие с ним положения своего национального законодательства, что, однако, удалось не всем из них и не полностью.
В поставках советского газа в Западную Европу (начались в апреле 1968 г.) применялась модифицированная Гронингенская модель ДСЭГК, учитывающая инвестиционные особенности советских поставок и политические реалии тогдашней Европы, разделенной на Европу Западную (страны НАТО) и Восточную (страны Варшавского Договора). Именно поэтому пункты сдачи-приемки советского газа были изначально расположены на западной границе стран-членов СЭВ, потому что только до этой точки поставщик (Министерство газовой промышленности внутри СССР и внешнеторговое объединение Союзгазэкспорт за его пределами) могли обеспечить, в рамках системы СЭВ, контроль за поставками и гарантировать своевременность доставки законтрактованных объемов газа покупателю. Именно поэтому в системе советских поставок газа в Западную Европу сложилась (и сохранилась в общих чертах до настоящего времени) система из трех последовательных долгосрочных контрактов:
1) Экспортные поставки – долгосрочные контракты производителей (долгосрочные экспортные газовые контракты – ДСЭГК Гронингенского типа, по которым советский газ поставлялся в пункты сдачи-приемки;
2) Там, где его покупали вертикально интегрированные западноевропейские компании или оптовые трейдеры и перепродавали его крупным конечным потребителям (промышленным предприятиям, электростанциям), либо розничным трейдерам3;
3. Журнал «Газовый бизнес» январь-февраль 2009 г. с. 62-69.
3) Указанные выше потребители, в свою очередь, перепродавали этот газ мелким и средним компаниям, домашним хозяйствам, коммерческим потребителям. Данная контрактная модель без перебоев работала с 1968 года, пока спрос на европейском рынке газа повышался темпами, опережающими предложение.
Но политические изменения начали требовать адаптации контрактной структуры поставок российского газа в Европу еще раньше, чем в 2009 году.
После распада СССР и системы СЭВ, контроль за трубопроводами над вне-российской частью пути доставки ранее советского, а отныне – российского газа к пунктам сдачи-приемки на внешней восточной границе ЕС перестал находиться в руках российского производителя (место Министерства газовой промышленности занял Газпром): обрели суверенитет страны СНГ - бывшие республики СССР, получили фактический суверенитет бывшие страны-члены СЭВ
на новый заказ в Автор24. Это бесплатно.
Задать вопрос
