2.8. Ценообразование в газовом секторе. Динамика цен на газ

Рис. 9. Реформы энергетического сектора (международный опыт)

Сегодня мировая система энергоснабжения сформирована только на рынке нефти. Однако по сходным с нефтью объективно обусловленным сценариям развиваются рынки и других энергоресурсов, в первую очередь региональные рынки газа - с соответствующими лагами запаздывания по сравнению с этапами развития рынка нефти и с более поздним переходом к конкурентному этапу (см. рис. 10).

Рис. 10. Этапы развития рынков газа (1) - cost+, (2) - исходя из цен на заменители газа (формула привязки), (3) - исходя из биржевых котировок

Развитие рынка СПГ пока еще не вышло на уровень, на котором он может связать региональные газоснабжающие системы, развивающиеся преимущественно (за исключением стран Юго-Восточной Азии) на базе сетевого газа, в единую мировую систему газоснабжения. Правда, уже поступили сообщения о заказах на строительство танкеров- метановозов, призванных обслуживать не конкретные проекты СПГ в рамках долгосрочных контрактов внутри пары конкретных производителей и потребителей, а нацеленных на работу на рынке наличного товара, без привязки к конкретным проектам, то есть в режиме разовых сделок. Это свидетельствует о начале формирования глобальной системы газоснабжения.

Раньше всех произошел переход к конкурентной форме организации на рынке газа США. Следом за ним конкурентный рынок газа возник в Великобритании. Сегодня такой рынок формируется в континентальной Европе. Ускорение ему придает принятая ЕС Европейская директива по газу.

Объективной предпосылкой перехода к конкурентной организации рынка газа является наличие соответствующей разветвленной газовой инфраструктуры, обеспечивающей множественность выбора между поставщиками и потребителями.

На стадии зачаточного развития рынка освоение новых месторождений газа происходит в условиях отсутствия сформированной системы газоснабжения. Газовые контракты поначалу попарно связывали индивидуальных производителей и потребителей. Специфика газового бизнеса предопределяет, что на этом этапе основные капиталовложения осуществляются не в добычу газа, а в строительство газопроводов. В результате освоение газовых месторождений должно предусматривать длительный период максимальной добычи в целях оптимальной загрузки трубопровода и быстрейшей окупаемости инвестиций в проект.

В целях реализации «эффекта масштаба» освоение ресурсов газа начинается, как правило, с крупных его месторождений. Поэтому, чтобы минимизировать издержки формирования «стартовой» газовой инфраструктуры, потребители газа должны быть также крупными и единичными - в промышленности, электроэнергетике - или концентрировать значительный спрос в рамках малой территории - коммунально-бытовой сектор в крупных городах - то есть быть заинтересованными в стабильных долгосрочных поставках.

Минимизация риска поставки на этом этапе обеспечивается применением механизма долгосрочных контрактов типа «бери и(или) плати (take and/or pay), а ценового риска - применением формулы «cost+», в рамках которой контрактная цена газа устанавливается по принципу: издержки плюс налоги плюс приемлемая рентабельность.

На начальной стадии развития рынка цена на газ определяется исходя из экономики отдельных газовых проектов, разрабатываемых независимо друг от друга. Поэтому цены

150

отдельных контрактов не связаны между собой. Единой, унифицированной цены на газ в это время не существует. Контрактная цена газа может расти вследствие перехода к освоению более труднодоступных месторождений и монопольной организации самого рынка.

По мере перехода на стадию интенсивного развития рынка происходит смена доминирующей формулы ценообразования и видов контрактов.

Расширяя зону своего применения, газ вступает в конкуренцию с другими энергоносителями в различных сферах конечного потребления. По мере формирования газовой инфраструктуры и захвата новых сегментов рынка появляется возможность установления единых цен на газ. Чтобы иметь долгосрочные конкурентные преимущества, его цена должна адекватно соотноситься с ценами альтернативных ему энергоносителей. Поэтому на этом этапе широко начинают применяться различные «формулы привязки», исходя из цен на заменители газа в конкретных сферах потребления (нефтепродукты, уголь, электроэнергия).

Привязка цен на газ к ценам других энергоресурсов сдерживает рост газовых цен. Устанавливаемые и далее на индивидуальной основе по формуле «цена+», они имели бы тенденцию к дальнейшему росту в связи с ухудшением природных условий новых месторождений. Отсутствие конкуренции и недиверсифицированные поставки не стимулировали применение достижений НТП для снижения затрат на добычу и транспортировку газа, так как цена всегда покрывала издержки, налоги и обеспечивала приемлемую прибыль.

Использование «формулы привязки» в качестве механизма формирования цен на газ позволяет также сглаживать ценовые колебания на рынке энергоресурсов, к которым привязываются цены на газ, и переносить их на рынок газа с лагом запаздывания (беря, например, за основу усредненные значения цен альтернативных газу энергоресурсов за период нескольких месяцев, предшествующих расчетной дате). Такой механизм ценообразования создает дополнительные ценовые стимулы для расширения спроса на газ в период повышающейся ценовой конъюнктуры на рынке нефти, когда цены на газ растут вдогонку за ценами на нефть, но не опережают их. Но цены на газ могут оказаться выше цен на конкурентные нефтепродукты в период понижения цен на рынке нефти.

По мере развития рынка газ завоевывает оптимальную для себя нишу, определяемую зоной его конкурентных преимуществ. Наращивание предложения газа ведет к усилению конкуренции, развитию инфраструктуры газоснабжения и появлению множественности поставщиков и путей доставки газа на рынок (реализация концепции «множественности путей доставки» как механизма снижения риска поставки) и росту объемов спотовой торговли, ведущей на рынке избыточного предложения к дальнейшему снижению цен (краткосрочные контракты как механизм снижения ценового риска для потребителей).

Однако массовый переход к краткосрочным контрактам как доминирующей форме соглашений между поставщиками и потребителями станет возможен только тогда, когда завершится формирование базовой инфраструктуры. До этого преждевременный отказ от долгосрочных контрактов в пользу краткосрочных ведет к увеличению рисков финансирования крупномасштабных инвестиционных проектов в газовой отрасли и перекладыванию этих повышенных рисков на производителей газа, для которых, таким образом, резко возрастают финансовые издержки реализации таких проектов.

На стадии интенсивного развития рынка монопольная форма его организации утрачивает возможности эффективного развития и уступает место конкурентной организации рыночного пространства, нацеленной на снижение издержек и повышение эффективности во всех звеньях «энергетической (газовой) цепочки». На этой стадии краткосрочные и разовые сделки начинают преобладать, создавая предпосылки для организации биржевой торговли «бумажным» газом (биржевыми газовыми контрактами) - алгоритм, аналогичный к переходу к биржевой торговле на рынке нефти. Однако сохранятся и долгосрочные контракты, ценовая формула которых будет привязана к биржевым котировкам. На стадии зрелого рынка конкурентное ценообразование происходит в рамках пары «газ-газ»: «газ - конкурирующий (альтернативный) с газом энергоноситель». Цены на зрелом конкурентном рынке будут иметь тенденцию к снижению. Конкурентные преимущества на таком рынке будут у производителей, которые смогут еще быстрее снижать издержки и глубже проникать на рынок конечного потребления, где цены наиболее высоки.

В иллюстративных целях в табл. 2.16, 2.17, 2.18, 2.19 приведены цены на газ в различных регионах и странах.

Таблица 2.16 Импортные цены иа газ в Европе (иа границе стран) в 2000-2001 гг. долл./тыс м3 Импортер	Экспортер	Сент. 2000 г.	сент. 2001 г.
Великобритания	Северное море	104,10	123,95
Германия	Норвегия	101,34	122,37
	Россия	100,01	121,40
	Нидерланды	102,10	122,85
Франция	Нидерланды	98,68	119,70
	Россия	99,97	120,42
	Норвегия	98,67	119,70
	Алжир	100,71	122,00
Венгрия	Германия	100,96	127,49
	Россия	100,50	126,87
Италия	Нидерланды	99,95	121,11
	Алжир	99,57	120,68
	Россия	100,43	121,72

Источник: Аргус Петролеум

Таблица 2.17 Средние цены на газ в^ странах Европейского Союза (долл./тыс м3) [6] Год	1985	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Цена газа	137,9	101,5	114,5	99,4	91,1	80,6	85,3	87,5	95,4	81,4	66,2	117,0	150,8	124,9	158,4	164,2	226,1

Таблица 2.18 Цены на сжиженный природный газ в Японии, долл./тыс м3 [6] Год	1985	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Цена	188,3	131,0	143,6	130,3	126,7	114,5	124,6	131,8	140,8	109,8	113,0	169,9	167,0	153,7		186,5	217,8

Таблица 2.19 Цены на газ в США и Канаде (долл./тыс м3) [6] Годы	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005
США	59,0	53,6	63,7	76,3	69,1	60,8	99,4	91,1	74,9	81,7	152,3	146,5	119,9	202,7	210,6	316,4
Канада*	37,8	32,0	35,3	60,8	52,2	32,0	40,3	49,0	51,1	72,0	135,0	130,0	92,5	173,9	181,1	261,0

* пров. Альберта

Цена на природный газ в США в 70-80-е годы (цена на устье скважины) держались в среднем на уровне 52 долл./тыс м³, в 90-е годы - 73,4 долл./тыс м³, в период 2000-2002 гг. составила 139,5 долл./тыс.м³, в 2003 г. - 202,7 долл./тыс.м³, 2004 г. - 210,6 долл./тыс.м³, 2005 г. - 316,4 долл./тыс.м³. На Нью-Йоркской бирже цены на природный газ (для потребителей) доходили в 2003 г. до 330 долл./тыс м³, в 2004 г. - до 400 долл./тыс. м³, а в 2005 г. - зашкаливали за 500 долл./тыс.м³. По прогнозу Департамента информации Министерства энергетики США цена природного газа в США в 2020 г. составит 160 долл./тыс. м³ (в ценах 2002 г.) или 306 долл./т в текущих ценах, однако уровень фактических цен в 2005 г. уже превзошел этот уровень.

Цены на газ, естественно, зависят от цен на нефть. Но как показывает опыт, цены на газ реагируют на изменение цен на нефть с запаздыванием примерно на год. В этой связи ряд экспертов высказывают мнение, что ожидаемое снижение цен на нефть в 2007-2008 гг. вызовет снижение цен на газ в 2008-2009 гг.