В 2007 г. Беларусь столкнулась с новыми условиями поставки газа в страну. Согласно заключенному 31 декабря 2006 г. контракту между ОАО «Белтрансгаз» и ОАО «Газпром», в 2007 г. республика начала покупать российский газ по цене 100 долл. за 1 тыс. м3 (рост в 2,14 раза по сравнению с 2006 г.), оплачивая его исключительно денежными средствами. В документе также определялись формула ценообразования и скидка от «рыночной цены газа», которая в 2008 г. составила 67%, в 2009 г. — 80% и в 2010 г. — 90% (рис. 1).
В связи с постепенным переходом к рыночным принципам ценообразования на природный газ, закупаемый в Российской Федерации, необходимо четко изучить методологию формирования экспортных цен на него.
Они включают в себя природную ренту (ПР), представляющую собой добавочный доход, получаемый сверх прибыли на затраченные труд и капитал. Образование ренты обусловлено более благоприятными условиями, в которых один природопользователь находится перед другим. В трудах ряда авторов, дифференциальная ПР признается обязательным элементом экономической оценки природных ресурсов. Природная рента включает следующие составляющие:
• ренту Риккардо, в случае, когда внутренний спрос ниже или равен пределу производственных мощностей. Она представляет собой разность между себестоимостью единицы продукции и предельной единицы продукции, добываемой при более благоприятных удельных издержках, а также ренты, формирующейся исходя из затрат, обусловленных удаленностью рынка;
• ренту Хотеллинга (РХ), когда внутренний спрос выше предела производственных мощностей страны. Это разница между себестоимостью добычи маржинальных невозобновляемых ресурсов и их стоимостью на рынке в условиях ограничения добычи и непересечения кривых предложения и спроса (рис. 2).
Следовательно, ПР — сумма обеих рент в случае превышения совокупного спроса совокупных производственных мощностей. На рис. 2 видно, что различные внешние факторы влияют на кривые спроса и предложения, перемещая их относительно друг друга, повышая или понижая эластичность каждой кривой, что изменяет величину ПР.
Выделяют несколько принципов ценообразования на невозобновляемый ресурс, в нашем случае — природный газ:
• издержки плюс или нэт-форвард — применяются в основном на внутреннем рынке страны — производителя природного газа при наличии избыточных мощностей по его добыче. Рента Хотеллинга остается в стране-экспортере, но не монетизируется, а обменивается на создание конкурентных преимуществ действующим в государстве компаниям и предприятиям. При формировании экспортной цены по этому принципу страна-экспортер субсидирует страну-импортера (РХ делится со страной-импортером и там монетизируется). Такое экспортное ценообразование не имеет коммерческого смысла и преследует политические цели;
• стоимость замещения (стоимость альтернативных источников энергии, конкурирующих с природным газом у конечного потребителя). Внутреннее потребление при ограничении производственных мощностей по добыче в стране ниже уровня спроса на природный газ, рента Хотеллинга на газ собственной добычи монетизируется в стране-импортере. При экспортном ценообразовании по такому принципу РХ монетизируется в стране-экспортере. Если предел производственных мощностей страны ниже совокупного спроса на энергоресурс, поставщик получает максимальную рыночную цену и, соответственно, природную ренту;
• нэт-бэк по стоимости замещения, которая приведена к пункту сдачи-приемки, расположенному в производственно-сбытовой цепи за границей страны-импортера — голландская (Гронинген¬ская) модель долгосрочного экспортного газового контракта (ДСЭГК), которая применяется с 1962 г. Концепция стоимости замещения в сочетании с экспортными контрактами, основанными на концепции чистой экспортной цены нэт-бэк, обусловливает разницу чистой экспортной цены на границе страны-экс¬портера для потребителей (импортеров). Кроме того, различия в затратах на транспортировку различным потребителям подразумевают различия в величине чистых экспортных цен, получаемых экспортером на своей границе, даже если стоимость замещения на границе потребителей будет одинаковой [3—5].
Основные элементы голландской модели ДСЭГК состоят в следующем:
• долгосрочное обязательство по поставке, уравновешиваемое долгосрочным обязательством по его закупке (концепция минимальной оплаты — «бери или плати»): продавец принимает на себя обязательство поставить определенный объем газа, а также обеспечить мощности для его поставки, покупатель обязуется выделить определенную долю рынка путем взятия на себя обязательств о минимальной оплате;
• ценообразование, основанное на концепции чистой экспортной стоимости (нэт-бэк), рассчитываемой на основе стоимости конкурирующих энергоносителей на границе страны-покупателя за вычетом затрат покупателя на транспортировку и распределение;
• базовая цена природного газа подлежит пересчету через определенные промежутки времени в соответствии с абсолютными колебаниями цен на конкурирующие энергоносители;
• оговорки о пунктах конечного назначения (для исключения возможности арбитражных сделок);
• возможность регулярного пересмотра ценовых условий (как правило, раз в 3 года) с целью их корректировки в связи с изменением рыночной конъюнктуры; это позволяет обеспечивать постоянную конкурентоспособность газа;
• возможность обращаться в арбитраж в случае возникновения разногласий из-за корректировки цены [5, 6].
Данная концепция гарантирует продавцу постоянный объем продаж по ценам, позволяющим конкурировать с другими энергоносителями на рынке. Таким образом, нэт-бэк, обеспечивает максимальную величину удельной ренты, которая может быть получена на рынке, где поставки осуществляются без утраты конкурентоспособности товара. С другой стороны, она дает возможность сбыта газа, предлагая разумную маржу для покупателя. Риски, связанные с динамикой цен на конкурирующие энергоносители, несет главным образом страна-производитель, тогда как покупатель — риски, связанные с реализацией объемов на рынке.
В настоящее время происходит процесс разделения газовых поставок и транзитных договоренностей между РФ и другими бывшими советскими республиками, в том числе и с Республикой Беларусь. Российская Федерация движется к созданию системы формирования цен для экспорта газа, позволяющей достичь одинакового уровня доходности экспорта на постсоветском пространстве и в странах Европейского Союза [7—9]. Это предполагает, что цены нэт-бэк при продаже РФ природного газа своим непосредственным соседям будут сопоставимы с ценами нэт-бэк для основных покупателей газа в странах ЕС.
На рис. 3 представлены различные этапы развития рынка природного газа. На первой стадии (1) освоение новых месторождений происходит в условиях отсутствия сформированной инфраструктуры. Поэтому контракты вначале связывают индивидуальных производителей и потребителей. Основные капиталовложения осуществляются не в добычу природного газа, а в строительство газопроводов. Следовательно, с целью их оптимальной загрузки и быстрейшей окупаемости инвестиций при освоении месторождений следует предусмотреть длительный период максимальной добычи газа. Для реализации «эффекта масштаба» освоение начинается с крупных месторождений, а для того, чтобы минимизировать издержки формирования инфраструктуры, потребители должны быть крупными и единичными, то есть заинтересованными в стабильных долгосрочных поставках.
Минимизация риска поставки на этом этапе обеспечивается механизмом долгосрочных контрактов типа «бери и/или плати», а ценового риска — формулой ценообразования «издержки плюс». Долгосрочный характер договоренностей и цены, гарантирующие объемы продаж в течение определенного срока разработки месторождения, предоставляют возможности по привлечению заемного финансирования, обеспечением которого выступает выручка от реализации проекта.
По мере перехода на стадию интенсивного развития рынка происходит смена формулы ценообразования и видов контрактов (рис. 3, стадия 2). Расширяя зону своего применения, газ вступает в конкуренцию с другими энергоносителями. По мере формирования инфраструктуры и развития новых сегментов рынка появляется возможность установления единых цен. Для получения долгосрочных конкурентных преимуществ они должны быть связаны со стоимостью альтернативных энергоносителей. Такая привязка сдерживает рост газовых цен: если бы они устанавливались и далее на основе формулы «издержки плюс», то имели бы тенденцию к росту в связи с ухудшением природных условий новых месторождений. Также вслед¬ствие отсутствия конкуренции на недиверсифицированных рынках не было бы необходимым применять достижения научно-технического прогресса для снижения затрат на добычу и транспортировку.
Использование «формулы привязки» позволяет сглаживать ценовые колебания на энергоресурсы, от которых зависят цены, и переносить их на рынок газа с лагом запаздывания (обычно 6—9 месяцев). Помимо этого создаются дополнительные стимулы для расширения спроса на газ в период повышающейся конъюнктуры на рынке нефти, когда цены на газ растут вдогонку за ценами на нефть, но не опережают их (рис. 4).
По мере развития рынка газ завоевывает оптимальную для себя нишу, определяемую зоной его конкурентных преимуществ. Наращивание предложения ведет к усилению конкуренции, развитию инфраструктуры газоснабжения, появлению множественности поставщиков и путей доставки на рынок, росту объемов спотовой торговли, что приводит к дальнейшему снижению цен (рис. 3, стадия 3). Однако массовый переход к краткосрочным контрактам станет возможен, когда завершится формирование базовой газовой инфраструктуры, окупятся вложенные ранее финансы в долгосрочные проекты по добыче и транспортировке. То есть когда инвестиции в новые проекты будут «добавлять» очередные альтернативные пути и источники поставок в дополнение к уже существующим, а не являться пионерными проектами в новых районах с отсутствующей или слабо развитой инфраструктурой. Отказ от долгосрочных контрактов в пользу краткосрочных может привести к перекладыванию повышенных финансовых рисков на производителей газа. Как результат — капиталовложения в новые проекты могут резко сократиться, что в перспективе замедлит наращивание масштабов развития рынка и создаст стимулы не столько для увеличения поставок первичных энергоносителей, сколько для повышения эффективности ее использования, с одной стороны, и для снижения издержек производства первичной энергии — с другой.
На стадии интенсивного развития рынка монопольная форма организации утрачивает возможности для дальнейшего роста и уступает место конкурентной, которая нацелена на снижение издер¬жек и повышение эффективности во всех звеньях «энергетической цепочки» (рис. 5). На этой стадии краткосрочные и разовые сделки начинают преобладать, создавая предпосылки для организации биржевой торговли газовыми контрактами. Однако сохранятся и долгосрочные договоры, ценовая формула которых будет привязана к биржевым котировкам (рис. 3).
На стадии зрелого рынка развитие газовой инфраструктуры заменит «формулы привязки» на биржевые котировки, и конкурентное ценообразование будет происходить в рамках пары «газ — газ».
Цены на сформированном конкурентном рынке имеют тенденцию к снижению. Преимущества получат те производители, которые смогут еще быстрее снижать издержки и глубже проникать на рынок конечного потребления, где цены наиболее высоки.
Рыночные отношения в сфере торговли энергетическими носителями (природного газа в частности) между Республикой Беларусь и Российской Федерацией требует детального изучения мирового опыта, и прежде всего европейского, относительно условий и обязательств по долгосрочным экспортным газовым конт¬рактам природного газа от монопольной структуры к конкурентной среде. Четкое понимание того, на какой стадии развития находится рынок республики, позволит использовать правильные инструменты при определении стоимости газа и тарифов на его транзит.
На нынешнем этапе необходимо четко определиться с привязкой к альтернативным энергетическим ресурсам, относительно которых будет рассчитываться стоимость: будет ли это мазут и газойль, как в Европейском Союзе, или же наи¬более выгодной альтернативой станет связка «газ — нефть», как в США.
В процессе диверсификации поставок и либерализации энергетического рынка возможен отход от использования «формулы привязки» к альтернативным энергетическим ресурсам и переход в ценообразовании на пару «газ — газ» и, как следствие, снижение стоимости природного газа для страны.