Geum.ru
Темы диссертаций по экономике » Мировая экономика

Мировая практика контрактных отношений в газовой отрасли: опыт для Узбекистана тема диссертации по экономике, полный текст автореферата



Автореферат



Ученая степень кандидат экономических наук
Автор Мажитов, Фарух Шавкатович
Место защиты Москва
Год 2009
Шифр ВАК РФ 08.00.14
Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Мировая практика контрактных отношений в газовой отрасли: опыт для Узбекистана"

00347 Ю89

На правах рукописи

Мажитов Фарух Шавкатович

Мировая практика контрактных отношений в газовой отрасли: опыт для Узбекистана

Автореферат

Диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук по

специальности

08.00.14 Мировая экономика

Москва 2009

2 8 мдя 2099

003471089

Работа выпонена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор экономических наук,

профессор Миловидов К.Н.

Официальные оппоненты: доктор экономических наук,

профессор Волошин В.И.

кандидат экономических наук,

Арбатов П.А.

Ведущая организация: Московский государственный

университет имени М.В.Ломоносова Кафедра мировой экономики

Защита состоится 9 июня 2009 г. на заседании диссертационного совета Д.212.200.13 в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по специальности 08.00.14 - Мировая экономика в 15 часов в ауд. 1318.

Ваши отзывы и заключения на автореферат и диссертацию в двух экземплярах с подписью, заверенной гербовой печатью, просим отправлять по адресу: 117917 Москва, Ленинский проспект, д. 65.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан л 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор экономических наук, профессор

Зубарева В.Д.

Общая характеристика работы Актуальность

Контрактная политика страны, не имеющей прямого выхода на рынки газа, имеет ряд особенностей, отражающих сложный характер позиционирования Республики Узбекистан, одновременно являющейся страной производителем газа, транзитером и имеющей быстро развивающийся внутренний рынок. В этих условиях особый интерес представляет изучение мирового опыта заключения контрактов, который охватывает не только операции поставок газа, но и контракты на предоставление транспортных мощностей, хранение газа, оказание услуг специального характера, включая услуги по управлению рисками.

Рассмотрение форм контрактных отношений относится также и к стадии разведки и разработки месторождений, где мировое контрактное право в области недропользования и практика отношений иностранных компаний и принимающих стран претерпели за последнее время существенные изменения. Их анализ заслуживает внимания с позиций формирования более совершенной организационно-правовой структуры деятельности национальной компании НХК "Узбекнефтегаз", С учетом сказанного исследование в диссертационной работе перечисленных проблем представляет несомненный теоретический и практический интерес и является актуальной задачей.

Объектом исследования явились:

Х Современная газовая промышленность Республики Узбекистан

Х Формы контрактных отношений в газовой промышленности зарубежных стран, их эволюция, структура, обязательства участников

Х Новые типы контрактных соглашений в разведке и добыче нефти и газа.

Х Современная международная контрактная практика в области торговли, транспорта и хранения газа, а также управления рисками и

возможности ее адаптации для условий Республики Узбекистан Предметом исследования явися спехтр вопросов, относящихся к развитию

газовой промышленности республики Узбекистан, механизмам контрактных

соглашений, и ценообразования на газ, используемых в мировой практике, и

возможностям их адаптации для газовой отрасли Узбекистана.

Цель работы: на основе анализа обобщения мировой практики контрактных

соглашений и оценки инвестиционных проектов в условиях развитой рыночной

экономики предложить рекомендации по совершенствованию методов и

практики использования контрактных соглашений для национальной газовой

промышленности

В работе были поставлены и решены следующие задачи

1. Исследовать современное состояние и перспективы развития газовой промышленности Узбекистана в целом и отдельных ее сегментов.

2. Изучить мировую практику контрактных отношений, применяемых в газовой промышленности на различных стадиях газовой цепочки (разведка, добыча, транспорт, переработка УВ сырья).

3. Исследовать возможноеЩ использования зарубежной практики контрактных отношений и ценообразования в газовой отрасли для условий газовой промышленности Республики Узбекистан.

Степень разработанности проблемы. Теоретической и методологической основой диссертационной работы явились разработки в области теории контрактных отношений для товарных сырьевых рынков, в частности, рынков углеводородного сырья, исследования зарубежных и отечественных ученых и специалистов, среди которых следует назвать работы A.A. Арбатова, А.А.Конопляника, A.B. Коржубаева, В.А.Крюкова, A.A. Макарова, A.M. Мастепанова, Т.А.Митровой, К.Н. Миловидова, Е.А. А.И. Перчика, Е.А. Телегиной, A.A. Токарева, В.И. Фейгина и др., а также зарубежных (M.Adelman, R.Barry, F.Banks, D.Jonsston, A.Kemp J.Mitchell,

R.Smith, J.Stem, P. Stevens, O.Noreng).

В указанных работах исследованы различные аспекты развития соглашений в области недропользования, а также форм контрактных отношений между участниками газового рынка. В настоящей работе основное внимание уделено контрактным соглашениям при поставках и продаже природного газа.

Методологическими и теоретическими основами диссертации послужили теоретические разработки в области анализа контрактной теории и практики, а так же прикладные ее аспекты - как в области недропользования, так и на товарно сырьевых рынках. Информационной базой для проводимых исследований явились статистические сборники Международного Энергетического Агентства, статистические бюлетени российских и зарубежных газовых компаний, аналитические обзоры консатинговых организаций, материалы международных конференций, отчеты крупнейших международных, российских и узбекских нефтегазовых компаний. Основные результаты диссертационного исследования и их научная новизна:

На основе проведенного анализа текущего состояния организационно-правовой среды в нефтегазовом комплексе Узбекистана сформулированы ключевые задачи в этой области, в первую очередь, необходимость формирования рыночных механизмов в газовой отрасли на основе развитой системы ценообразования и контрактных отношений между отдельными ее участниками.

1. Произведена оценка потенциала развития газовой промышленности Республики Узбекистан и показана роль иностранных инвестиций в рамках проектов СРП и совместных предприятий.

2. Показаны преимущества и недостатки некоторых новых типов соглашений (в частности,

компенсационных контрактов на стадии разведки и разработки (типа лbuy-back), а также соглашений о совместной деятельности и оценены условия целесообразного участия государства в проектах на стадии апстрим.

3. Проведены обобщение и систематизация различных типов контрактов и методов ценообразования, действующих в условиях развитого рынка газа, (не применяемых до настоящего времени в условиях Узбекистана), и сделан вывод о необходимости расширения спектра контрактных отношений и использования гибких формул ценообразования в газовой промышленности Узбекистана.

4. Предложены методы и процедуры оценки контрактных цен, используемых мезду субъектами газового бизнеса. Оценены сравнительные недостатки и преимущества различных моделей ценообразования в рамках контрактов, базирующихся на стоимости нетбэк.

Практическая значимость выпоненного исследования.

Результаты диссертационного исследования могут быть использованы министерством экономики Республики Узбекистан, а также нефтегазовыми компаниями при принятии решений в отношении выбора наиболее адекватных форм контрактных отношений и механизмов ценообразования в газовой отрасли страны.

Апробация и внедрение результатов исследования.

Результаты исследований докладывались на 6-ой научно-технической конференции Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России (Москва. 26 января 2005 г.),

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Объем диссертационной работы - 147 стр., в том числе 27 рис. и 24 таблицы. Список литературы включает 71 наименование работ российских, иностранных авторов.

Основное содержание диссертационной работы

В первом разделе диссертации представлена общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Узбекистан и тенденции его развития, выявлены основные факторы, сдерживающие ускоренный рост нефтегазового сектора, исследованы формы привлечения иностранных инвестиций, и перспективная политика национального ходинга в освоении нефтегазовых ресурсов страны. Узбекистан входит в десятку стран мира по запасам природного газа. Всего в Республике Узбекистан открыто 202 месторождения углеводородного сырья. Более 50% находятся в разработке, 35% подготовлены к освоению, на остальных продожаются разведочные работы. Доказанные запасы газа - 3,4 трн. куб.м. В промышленной разработке находятся 88 месторождений, еще 58 подготовлены к разработке. Текущий уровень извлекаемых запасов позволяет Узбекистану поддерживать добычу в течение 34 лет.

Добыча газа в Узбекистане в ближайшем будущем будет нацелена на обеспечение внутренних потребностей с продажей избыточного газа на экспорт. В 2005 году НХК Узбекнефтегазом добыто 60 мрд. куб м природного газа.

80 70 60 50 40 30 20 10 0

10.851 12.659 14 242 -iT.-t57-Tr622 Ч

2X9 2010

- Объбм добычи гам

- в т ч.АК "Узнефтагаадобыча" (без СП и СРП)

Объем экспорта гам лcaro I

а т.ч. АК "Узтрансгаз" (без СП и СРП)

Рис.1 Динамика объёмов добычи газа предприятиями АК"Узн*фтГ13Добичан и спорта газа АК "Узтрансгаз" (мрд.куб.м.)

Основным экспортером узбекского природного газа является российский

Газпром. Экспорт газа в Россию из Узбекистана в 2006 году составил около 9 мрд. куб м. (рис.1.).

Потребление газа. Около 85% добываемого в республике природного газа используется в отраслях экономики и населением, более 15% экспортируется в соседние государства: Казахстан, Кыргызстан и Таджикистан. Около четверти добытого газа направляется непосредственно на электростанции, около 10% используется на собственные технологические нужды нефтегазовой отрасли, 19% потребляет промышленность (металургия, стройматериалы, химия и др.) и более 30% приходится на коммунально-бытовые нужды населения.

Таблица!

Динамика переработки газа на существующих газоперерабатывающих заводах.

Наименование Факт Прогноз

2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 2009 2010 | 2011 |2012

Мубарекский ГПЗ

Переработка газа,мрд.м.куб. 27,801 27,800 29,222 28,878 28,280 24,770 23,120 22,383 18,882

Производство серы, тыс.т.. 169,983 153,11 160,3 182,8 250,0 270 300 300 300

Производство сжиженного газа, гысс.т. 9,787 10,480 10,875 12,98 9,2 8,3 8,0 8,0 7,8

УДП Шу1 зтаннефтегаз

Переработка газа, мрд.м.куб. 10,533 10,804 11,075 9,798 9,409 9,187 8,716 8,353 7,858

Производство серы, тыс.т.. 3,118 3,735 4,905 3,9 4,0 4,5 4,5 4,5 4,5

Производство сжиженного газа, гыс.т 52,606 51,046 56,762 69,37 116,0 138,8 183,1 183,0 182,7

Шуртанский ГХК

Переработка газа, мрд.м.куб. 3,085 3,440 4,038 4,269 4,300 4,300 4,300 4,300 4,300

Производство полиэтилена, тыс.тонн. 101,738 109,6 129,308 139,9 125,0 150,0 150,0 200,0 200,0

Производство серы, тыс.токн. 0,5 0,5 0,5 1,7 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0

Производство сжиженного газа, тыс.т. 86,212 100,3 110,314 120,86 115,0 115,0 115,0 115,0 115,0

Газопереработка. Эти процессы проводятся на трех газоперерабатывающих

заводах (табл.1.). В планах развития газовой отрасли Республики Узбекистан предусмотрены быстрые темпы наращивания производства в газохимическом комплексе.

Транспорт и хранение газа. Газотранспортная система Узбекистана была частью Единой системы газоснабжения СССР и имеет межгосударственное

значение. Общая протяженность магистральных газопроводов составляет более 13 тыс. км. В 2006 г. Узтрансгаз транспортировал 46.9 мрд. мЗ газа, добытого в Узбекистане. Именно стратегическое положение Узбекистана с точки зрения транзита туркменского газа делают Узбекистан важным игроком в торговле энергоносителями на постсоветском пространстве.

Как и большинство развивающихся стран, Узбекистан нуждается в притоке крупных иностранных инвестиций. С 2005 года начася прорыв российских инвестиций в газоперерабатывающий сектор Узбекистана, ожидаются вложения в размере 1,5 мрд. дол., в частности на шести новых месторождений газа и нефти. В 2007 году всего около 5% газа в Узбекистане добывалось с участием иностранного капитала. До сегодняшнего дня основными инвесторами в газовом секторе Узбекистана являются российские и оффшорные компании, хотя с середины 2000 г. азиатские компании постоянно увеличивают свое присутствие.

Иностранные инвестиции Крупнейшим иностранным инвестором в газовом секторе Узбекистана остается компания Зеромакс, зарегистрированная в Швейцарии. Развивается сотрудничество ОАО "Газпром" и НХК "Узбекнефтегаз" в реализации совместных проектов в области поставок узбекского газа и транзита среднеазиатского газа в Россию. Новым перспективным направлением станет участие Газпрома в разработке газовых месторождений на территории Узбекистана - Шахпахты и Устюрт, а также начало реконструкции газотранспортной системы "Средняя Азия - Центр" (САЦ).Для более успешной реализации совместных газовых проектов целесообразно подписание межправительственного Соглашения между Россией и Узбекистаном в газовой сфере, создание СП, определение формулы цены для закупок узбекского газа.В последнее время Узбекистан активизировал усилия по привлечению иностранных инвестиций. В рамках СП с компанией ЛУКОЙЛ предусматривается строительство газохимического комплекса мощностью в 6 мрд. кубометров газа в год. Ожидается масштабный приток китайских

инвестиций в нефтегазовый сектор. СЫРС намерена инвестировать 600 мн. доларов в 23 небольших нефтегазовых месторождения, расположенных в Бухаро-Хивинском регионе. Консорциум инвесторов в составе российского ЛУКОЙЛа, китайской СКРС, малазийской Рец-опаБ и южнокорейской КШС подписали Соглашение о разделе продукции (СРП) на 35 лет. Узбекистан создает экономико-правовую базу, способствующую благоприятному инвестиционному и финансовому климату, привлекательности и надежности для иностранных инвесторов. Приняты законодательные акты Об иностранных инвестициях, О гарантиях и мерах защиты прав иностранных инвесторов, Об инвестиционной деятельности, Закон О соглашениях о разделе продукции (декабрь 2001г.), О недрах (новая редакция, декабрь 2002г.). Принятое законодательство использует апробированные мировой практикой формы сотрудничества потенциальных недропользователей (иностранных компаний) и принимающих стран, основанные на принципах раздела продукции и предоставлении концессий. Особенно актуальной является проблема налогообложения. Для добывающих предприятий НХК Узбекнефтегаз наибольший удельный вес в общем объеме налогов приходится на ресурсные налоги (49%), которые уменьшают прибыль. Иностранным инвесторам предоставлены широкие льготы и преференции в виде поного освобождения их от уплаты налогов и платежей. Компания Узбекнефтегаз на сегодня уже подписала и реализует Соглашения о стратегическом сотрудничестве с крупными зарубежными компаниями: ОАО ГАЗПРОМ (Россия), СЫРС (Китай) и другими. В ближайшие годы основная часть нефтегазовых вложений придется на инвесторов из Восточной Азии -Китая, Кореи, Малайзии. Инвестиции пойдут во все сферы отрасли: от разведки углеводородов до переработки и строительства транспортной инфраструктуры. Следует ожидать, что восточноазиатские компании и страны в будущем будут влиять на энергетическую стратегию Узбекистана так же сильно, как Россия. В этих условиях Узбекистан дожен тщательно подходить к выбору

соответствующей правовой структуры заключаемых соглашений и обоснованию контрактных цен.

Во втором разделе рассмотрена мировая практика контрактов в разведке и добыче. В мире применяется широкий спектр соглашений в области недропользования. В обобщенном виде их можно представить в виде следующей схемы (рис.2.).В правовом отношении контракты в области недропользования делятся на три основные группы: концессии (аренда, лицензии), соглашение о разделе продукции, сервисные контракты на условиях риска. Существенным является вопрос о заинтересованности международных нефтяных компаний (МНК) в участии в тендерах по перспективным участкам. Рентный налог и рояти обеспечивают 65 % поступлений государства в течение всего периода коммерческой добычи нефти. Действующие СРП, в которых упономоченным органом является НКХ Узбекиефтегаз,и их основные характеристики показаны в табл. 2.Одной из перспективных организационно-правовых форм деятельности иностранных компаний на территории Узбекистана являются соглашения о совместной деятельности. В работе рассмотрена международная практика типовых соглашений о совместной деятельности (лjoint operating agreements) и особенности их функционирования. Показано, что эволюцию типов совместных предприятий по мере усложнения их структуры можно представить в такой последовательности:

- Определение роли оператора\не оператора. Две национальных компании

- Определение роли оператора\не оператора. Две международных компании

- СП типа МНК-МНК

- СП типа МНК-ННК

- СП типа МНК-МНК-ННК

- Соглашение о совместной деятельности типа МНК - МНК - ННК - ННК Исследована структура действующих и проектируемых СП на территории Республики Узбекистан (рис. 3,4).

Рис.2. Структура контрактов в сегментах газовой цепочки (составлено автором)

31.50 31,50

Парар>бопм УВС Проняодспо С*рейс и Стратагичаскоа

строительство рамтма

^ЩНХК "Узбекнсфтсгаз" ЦЦ Инвестор

Рис. 3 Состав уставного фонда в различных СП с участием НХК Узбекнефтегаз (мн. дол)

ГСтадаа |.РивеД1а\

I Н ОЦСНК1 }

СКоммерчсскос Л | Решение (конец \ / Не комыерчес-кое Л

открытие I I стадии 1) II открытие 1

(Согласование со \ / Стияа 2. Тендер \ /МНК несет асе Д

стадией I МНК I I ] I риски и издержки ]

^^ ^^ст каление обмст^ ^^ыигрыа тендер^^ ^ Завершение ^

С Контракт На д разработку I

СКонтрахт на \ разработку 1

Рис, 5. Процедура заключения контракта ЬиуЬаск

Таблица 2

Действующие СРП в Республике Узбекистан

Наименование Начало реализации Инвестор Продукция Ед.изм. Добыч ano ТЭО всего Фактическая добыча Ожидаемая добыча

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Доразработка месторождения Шахпахты 2004 ОАО Газпром Природный газ мн.куб.м. 3 811.6 66,9 193,0 229,7 329,7 400,0 400,0 368,0

Соглашение о разделе продукции по месторождениям территории Юго-Западного Гиссара и Устюртского региона (Союзнефтегаз Восток Лимитед) 2007 Союз нефтегаз Восток Лимитед (Россия) Природный газ мн.куб.м. 73 466.0

Конденсат тыс. т. 6 080.1

Нефть тыс. т. 904.0 5.3 20.4 48.9 83.5

Соглашение о разделе продукции по месторождениям Урга, Каныш и Акчалакской группе Устюртского региона 2008 Компания Петронас Чаригали (Малайзия) Природный газ мн.куб.м. 15 244.0 335.0 655.4

Конденсат тыс. т. 1 041.1 4.0 7.9

Итого Природный газ мн.куб.м. 92 521.6 66.9 193.0 229.7 329.7 400.0 735.0 1 023.4

Конденсат тыс. т. 7 121.2 4.0 7.9

Нефть тыс. т. 904.0 5.3 20.4 48.9 83.5

Пробади (Малайзия) Zero max (Швейцария) НХК "Узбекнефтегаз"

Сервис и строительство

Производство

Dresser Rend. B.V

_Petrolex AG

[7*1 Zeromax (Швейцария)

H Инд. Союз Донбасса

(Украина) ЯЦ НХК "Узбсхнефтегаз"

Переработка УВС

I I Texaco (США)

Majoil Corp. (США) 0,315:3%

Keim Corp. (США) Щ Ааитон (Россия) Ц Zeromax (Швейцария) О НХК "Узбекнефтегаз"

Стратегическое развитие

Пробаяи (Малайзия) Ц Zeromax I I Zeromax

Корейский Q Китайский

Рис. 4 Доля отдельных участников СП в различных секторах деятельности НХК Узбекнефтегаз (мн. дол.,%)

Для Узбекистана представляют интерес и другие формы контрактных отношений в области недропользования. В частности, в последние годы в мире получили распространение контракты ЬиуЬаск (называемые также контракты на возмещение затрат (КВЗ) или компенсационные контракты). Их принципиальная схема показана на рис. 5. В контрактах

ЬиуЬаск иностранный партнер, оплачивая все затраты, получает вознаграждение от гос. компании в форме выделенной доли продукции разрабатываемого месторождения. По окончании контракта оно переходит под управление национальной нефтяной компании (ННК). То есть, ЬиуЬаск контракты - это сервисные контракты с достаточно высокой степенью риска, согласно которым контрагент осуществляет все инвестиции.

Проанализированы преимущества и стимулы использования КВЗ для принимающей страны и МНК, и выявлены их основные различия; определена степень сбалансированности КВЗ по величине выигрыша участников; произведена оценка привлекательности рассматриваемой контрактной структуры и ее рисков при различных ценовых сценариях и успешность принятой стратегии.

Показано, что контракты ЬиуЬаск имеют положительные и отрицательные стороны для поставщика услуг (МНК) и правительства страны. Эти контракты широко применяются в Иране.

Таблица 3.

Недостатки контрактов ЬиуЬаск для международной нефтяной компании и принимающей страны.

Отрицательные моменты для Минусы для принимающей страны (на

международных нефтяных компаний примере Ирана)

МНК являются простыми партнерами-подрядчиками, не получая нефтяные активы в собственность МНК получают крупное вознаграждение без принятия геологического риска, если основные месторождения уже разведаны. ННК несет таюке рисх низких нефтяных цен.

Короткий срок контрактов не благоприятен для догосрочного инвестиционного планирования У МНК нет стимулов завершать проект с результатами ниже сметных расходов, нет обязательств по использованию лучших технологий и нет желания привносить ноу-хау

Обязательства отдавать местным партнерам В первые насколько лет МНК

некоторую долю общей суммы контракта ориентирована на максимизацию извлечения нефти, не уделяя внимания оптимальной динамике возмещения

Опасение МНК, что ННК не сумеет правильно распорядиться проектом, а в провале обвинит МНК ВиуЬаск контракты обычно не используются в разведке и больше приспособлены к разработке.

Источник: составлено автором

Контракты buyback (КВЗ) создают новую модель взаимоотношений между МНК и государственными структурами. Их коммерческая привлекательность может состоять в возможности объединения отдельных инвестиционных программ, а также в действенной защите от риска снижения цен, обеспечиваемой в рамках общего портфеля активов. Наряду с контрактами в области недропользования, в третьем разделе проведен анализ собственно газовых соглашений, применяемых в мировой практике. В частности, выделены:

Газовые соглашения на продажу и закупку (GSPA), соглашения на транспортировку, соглашения на хранение

Соглашения между различными сторонами, включающими;

- Компании производители

- Транспортные компании

- Компании продавцы

- Компании по распределению -Конечных потребителей

Соглашения с различной продожительностью: (на догосрочный, среднесрочный и краткосрочный периоды). В работе проведен анализ существующих догосрочных контрактов на продажу и закупки газа, которые приняты в Европе для большинства поставщиков. Выделены два основных типа контрактов на трубопроводные поставки газа .

.Контракт на добычу фиксированного объема запасов газа или контракт на истощение (depletion contracts): продавец предоставляет покупателю возможность разработки всех извлекаемых запасов газового месторождения;

Контракт на истощение Х Совокупность экономично извлекаемых запасов месторождения предназначается определенному покупателю; контракт связан с газовым источником

Х Контракт, обычно выбираемый производителями (продажа газа по мере его добычи)

Х Часть риска перекладывается на покупателя (риск объемов), который дожен управлять им (обязательства производителя предоставлять техническую информацию)

Х Характеризуется более низкими ценами

2.Контракт на поставку газа: продавец обязуется поставлять покупателю контрактные объемы газа в течение определенного периода времени.

Контракт на поставку

Х Обязательство производителя поставлять определенный объем газа в течение определенного периода (х лет);

Х Газ поставляется из многих источников - отсюда потребность производителя в необходимых объемах запасов при наличии доминирующего источника (Troll, Groningue, Ямбург, Уренгой, Hassi R'Meil);

Х Отсутствует необходимость в декларации о ресурсах, которую предоставляет производитель покупателю;

Х Этот тип контракта предпочитают в основном покупатели (отсутствует риск объемов).

На практике используют и другие виды контрактов:

Прерываемый контракт. Он характеризуется тем, что:

- Производитель может прервать поставку газа с помощью уведомления;

-для него устанавливаются более низкие цены.

Контракт с ограничением максимальной нагрузки

- Обязательство производителя поставить некоторые

допонительные объемы газа, в течение определенного времени уведомления;

- Для него устанавливаются более высокие цены. Контракт с номинацией продавца

- Обязательство покупателя закупать номинируемые продавцом объемы газа;

- Обычно применяется для попутного газа или в начале добычи

Х Для него устанавливаются цены с дисконтом

В работе исследованы базовые условия заключения догосрочных контрактов, такие как продожительность, запасы, обязательства покупателя

и продавца, а также рассмотрен пример годовых контрактных условий. В частности, обязательства покупателя сводятся к следующим требованиям:

Х Номинировать ежесуточный объем поставок в пределах от минимума цо максимума (например, между 40% и 110% суточных контрактных объемов (СКО)

Возможность изменения номинации

Х Отбирать минимальный объем или платить за него (лTake-or-Pay), например, 85% годовых контрактных объемов (ГКО)

Но покупатель имеет:

- Право на корректировку (лMake-Up газ) для объемов оплаченных, но не выбранных (то есть, после наступления условий лTake or Pay).

- Право на изменение в будущие периоды (лCarry-Forward) для объемов отбираемых сверх минимальных обязательств.

Обязательства продавца сводятся к следующим условиям:

Поставка газа, если запрашиваемый объем соответствует максимальному суточному объему (МСО)

Х Ежесуточная поставка в объеме номинации покупателя

Штрафы в случае дефота ("Дефотный газ, рассчитанный на основе СКО (соответствующего номинированного объема)

- (например, если продавец не способен поставить покупателю номинированный объем в размере 1 мн.м3 в течение текущего месяца, то покупатель имеет право на 30%-й дисконт к цене, уплачиваемой за 1 мн.м3, поставляемый в течение последующего месяца и на снижение обязательств Take or Pay)

В работе изучены основные формы газовых контрактов различных стран и, в частности, в США, где они наиболее разнообразны (табл. 4):

Таблица 4.

Типы контрактов в газовой промышленности США._

Контракты Форма контракта Главные цели пользователей Примеры пользователей

на покупку Краткосрочные (1-30 дней) Покрытие непредвиденных изменений спроса или предложения Регулирование спроса в зависимости от цены Производители, продавцы и покупатели, конечные потребители Промышленное производство, которое невозможно без топлива

Среднесрочные (1-18 месяцев) Покрытие ценовых рисков Регулирование поставок во время отопительных сезонов Все участники рынка МРК (местные распределительные компании)

догосрочные (2-7 лет) Реализация специфических проектов Производители, электроэнергетические компании...

на транспортир овку Стабильные Обеспечение стабильности поставок Все участники

прерываемые Снижение транспортных расходов Производства, которые невозможны без поставок топлива

на энергетичес ком рынке Снижение транспортных расходов Оптимизация использования мощностей Все участники

Связанные контракты покупка + транспортиров ка Несвязанное обслуживание Покупатели

на хранение Сбалансированность поставок Снижение транспортных расходов Все участники

Сезонная сбалансированность МРК (в основном)

Обеспечение непредвиденных поставок Все участники

Хеджирование ценовых рисков Все участники (продавцы и покупатели больших партий товара)

Финансовые контракты фьючерсы, опционы, свопы Управление ценовыми рисками Все участники (продавцы и покупатели больших партий товара)

Источник: обобщение автора

Приведенный спектр контрактов может служить ориентиром при формировании системы развитых контрактных отношений в Республике Узбекистан. Основным условием контрактов являются цены на газ. Поэтому в работе исследованы принципы и особенности их формирования. Общий подход к определению рыночной стоимости газа в условиях, когда газ имеет энергоносители-заменители в основных сегментах потребительского спроса, илюстрируется на следующей схеме (рис. 6).

Цена газа может устанавливаться в интервале между кривой стоимости нетбэк и кривой суммарных затрат плюс нормальная рентабельность.

Прибыль (потери) покупателя (продавца) определяются фактическим положением указанных кривых.

Рис..б. Схема определения цен на газ

В четвертом разделе более детально изучены контрактные условия на поставки и продажу газа, содержащие различные варианты формульного ценообразования на газ.

Выявлены основные отличия монопольного и нерегулируемого рынков газа, которые важно учитывать при заключении контрактов (табл. 5).

Таблица 5.

Сравнение монопольного и либерализованого рынков газа

Монопольный рынок Нерегулируемый рынок

Срок контракта Догосрочный Краткосрочный^ 1 месяц) среднесрочный:(16 месяцев) Догосрочный: 20 Х 25 лет

Условие контракта "Бери или плати' "Бери или переуступай(США)

Цена Рассчитанная на основе лnetback и индексированная на конкурирующие виды топлива Индексированная на спотовые рыночные цены

Транспортировка Управляемая монопольной газовой компанией Управляемая назначенной транспортной компанией; подписание транспортных контрактов об условиях доступа третьей стороны

Источник: обобщение автора

Выявлено, что на нерегулируемом рынке стандартные контрактные характеристики несколько отличаются от других видов рынков:

Х Срок контракта становится короче - в диапазоне от одного до 18 месяцев и выше (США).

Х Пункт контракта бери или плати нередко заменяется пунктом бери или переуступай (допускается перепродажа избыточного газа на спотовом рынке).

Х Цена устанавливается в соответствии с ценами газового рынка, который зависит от равновесного спроса и предложения, а не от конкурирующих видов топлив.

Транспорт газа осуществляется через назначенного менеджера (который не несет ответственности за коммерческие операции); устанавливаемые им тарифы контролируются регулировщиком.При ценообразовании по методу нетбэк, исходя из динамики затрат на конкурирующие виды топлива расчеты ведутся по специальным формулам. Автором выделены две разновидности формул цены на газ: мультипликативную и аддитивную. Исследованы методы детализации формулы цен, в частности, таких параметров соглашений как частота пересчета цен, базовый период и период пересмотра. Изучены основные факторы, обусловливающие необходимость пересмотра цен. Приведены относительные веса по отдельным факторам индексации в странах Западной и Восточной Европы.

С целью более детального анализа основного параметра газовых контрактов -цены на газ, - в зависимости от рыночного сегмента его использования в

работе произведена оценка уровня цен на газ при его продаже в качестве сырья для производства метанола, В частности, проведено ценовое моделирование на основе расчета цены лnetback при поставках газа НКХ Узбекнефтехим в сектор газохимии. Предложены три различных метода определения контрактных цен на газ при производстве метанола.

1-ый метод: исходя из бухгатерского определения доходности инвестиций для базисного года;

2-ой метод: на основе расчета нормы рентабельности инвестиций для базисного года;

3-ий метод: на базе расчета догосрочных предельных издержек (LRMC).

В первом методе определяется базовое значение netback value (NBV), исходя из технико-экономической оценки затрат и доходов в базисном году. За базисный принимается 1-ый год производства. Доходность инвестиций (ROI), рассматривается как бухгатерская норма прибыли, рассчитываемая путем деления ожидаемой годовой чистой прибыли по проекту на общие (или средние) начальные инвестиции. Основные недостатки данного метода:

- не учитывается временная стоимость денег;

- допускается постоянство денежных поступлений и выплат во времени;

- показатель бухгатерской доходности (ROI) нельзя сопоставить со стоимостью капитала для инвестора;

- - метод не способен учесть изменения цен и издержек;

- метод не отражает возможности замены или обновления основного оборудования в течение периода проведения расчетов.

Основное преимущество использования метода оценки рентабельности для базисного года состоит в том, что в этом случае не обязательно детально оценивать денежные потоки (ДП). При наличии дельной информации о кэшфлоу (ДП) можно использовать метод расчета догосрочных предельных

издержек (LRMC), который дает более реалистичные оценки стоимости нетбэк (NBV).

При втором методе расчета NBV производится дисконтирование годовых затрат и результатов на установках, применяющих газ для производства метанола. Используемый при этом показатель внутренней нормы доходности (IRR) широко распространен в практике деятельности компаний. Основные особенности данного метода состоят в том, что он позволяет учитывать разновременную стоимость денежных потоков. При изменении параметров требуется проведение детального анализа ДП. Все издержки приводятся к их годовому эквиваленту-ланнуитету (исходя из целевой нормы рентабельности инвесторов), поскольку простое усреднение может снизить точность метода.

Третий метод сводится к расчету догосрочных предельных издержек (LRMC), которые определяются как суммарные затраты на единицу прироста продукции (ее производства и доставки на рынок). Если величина LRMC для продукта ниже его рыночной цены, то производить его экономически выгодно и наоборот. Отсюда можно получить минимальную цену метанола, которая требуется на момент начала строительства, чтобы обеспечить желаемый уровень доходности (IRR).

Величина догосрочных приростных затрат производства метанола рассчитывается без учета издержек на газ, закупаемый в качестве сырья. Разница между рыночной ценой метанола и LRMC представляет искомую величину нетбэк (NBV).

Величина NBV - это максимальная сумма, которую инвесторы готовы платить за газ. Поставщики газа могут вести переговоры о его цене в интервале между значением LRMC и ценой газа, устанавливаемой на базе нетбэк (NBV).

Их трех рассмотренных методов более универсальным является метод, базирующийся на расчете догосрочных предельных издержек. Он

достаточно гибкий, и может учитывать любой сценарий развития денежных потоков. Величина ЬЯМС рассчитывается делением дисконтированной стоимости эксплуатационных и капитальных затрат (с учетом подоходного налога) на дисконтированную стоимость продукции. Поскольку обычно динамики ДП определяются для каждого нового проекта, то расчет искомой ИВУ можно включить в него непосредственно. Соответственно, стоимость нетбэк (ЫВУ) определится из выражения:

-у У --()

%{\ + 1ЮК)

Р1 = цена метанола

01= годовой объем производства метанола, м.т..

ЯОЯ = норма дисконта, равная целевому уровню доходности инвесторов Т = период разработки проекта (жизненный цикл проекта).

Таблица 6.

Расчет денежного потока для типового проекта.

Год -1 -2 -3 1 2 3 4 5

Объем продажи газа, мн.Ьш/сут 10500 10500 10500 10500 10.500

Цена продажи газа, $/мн.Ьш 1.21 1.21 1.21 1.21 1.21

Цена метанола, $/м.т. 320 320 320 320 320

Производство метанола, м.тАсут - - - 300 300 300 300 300

Объем продаж метанола, мн. $ 35.04 35.04 35.04 35.04 35.04

Нетбэк стоимость, мн.$ Х - - 4.62 4.62 4.62 4.62 4.62

Эксплуатационные затраты, мн.$ Х - 3.20 3.20 3.20 3.20 3.20

Капитальные затраты, мн. $ 20.00 32.00 28.00 - - - * -

Чистый кэшфлоу -20.00 -32.00 -28.00 27.22 27.22 27.22 27.22 27.22

Величина NBV может быть также определена методом итераций с использованием функции Целевого Поиска параметра (лGoal Seek

function) и Excel TM. Пример расчета величины кэшфлоу для стандартного проекта производства метанола показан в табл.6.

Стоимость нетбэк (NBV) представляет собой цену газа, которая обеспечивает безубыточность проекта для установленной инвесторами нормы рентабельности (ROR).

Очевидно, что величина NBV сильно зависит от допущений, принятых в расчетах. Она также зависит от ставки дисконтирования и продожительности рассматриваемого периода.

Цена продажи газа в контракте, основанная на ценообразовании нетбэк, обычно индексируется на цены конечной продукции. В этом случае оба участника (производитель газа и инвестор в секторе газохимии) делят между собой допонительную прибыль, обусловленную ростом цен на метанол. Условия раздела прибыли между производителем и инвестором оговариваются на стадии заключения контракта.

Основные выводы и заключение

Проведенный в работе анализ газовой промышленности Республики Узбекистан и международной практики контрактных соглашений в газовой отрасли позволил сделать следующие выводы.

1. Узбекистан обладает крупной ресурсной базой углеводородного сырья. Он входит в десятку стран мира по запасам природного газа. Текущий уровень извлекаемых запасов позволяет Узбекистану поддерживать добычу в течение 34 лет.

2. В Республике создается экономико-правовая база, способствующая благоприятному инвестиционному и финансовому климату, привлекательности и надежности для иностранных инвесторов.

3. Наряду с СРП для Узбекистана представляют интерес новые формы контрактных отношений в области недропользования, в частности,

компенсационные контракты лbuy-back, по которым по истечении определенного срока государственная компания вновь становится оператором. Коммерческая привлекательность таких компенсационных контрактов может состоять в возможности объединить отдельные программы инвестиций, а также в действенной защите от риска снижения цен, обеспечиваемой в рамках общего портфеля активов.

4. Важную роль в секторе разведки добычи нефтегазовой промышленности могут играть Совместные предприятия (СП) - как инструмент раздела риска, увеличения финансирования, мобилизации допонительных экспертных знаний и, возможно, для обеспечения условий обязательного государственного участия. В настоящее время основная доля СП в ТЭК Республики Узбекистан действует в геологоразведке и в сегменте, определяющем стратегическое развитие ТЭК.

5. В мировой практике выделяют два основных типа контрактов на трубопроводные поставки газа: контракт на истощение и контракт на поставку газа. Показано, что в США практически весь природный газ продается/покупается на основе контрактов предложения, что вызвано особенностями рынка; их доля снижается в Европе и еще в большей мере - в странах АТР.

6. Контракты на поставку газа делятся на три категории: краткосрочные среднесрочные и догосрочные. Эти контракты базируются на общих принципах, но содержат ряд особенностей. В сбалансированном догосрочном соглашении цена дожна гарантировать прибыльность инвестиций, а также конкурентоспособность газа. Формула, по которой следует рассчитывать цену покупки газа лежит между ценой, определенной по принципу лиздержки плюс и ценной, выведенной методом обратных итераций (методом нетбэк).

7. Догосрочная конкурентоспособность природного газа достигается путем индексации цен. В Великобритании обычно используется

мультипликативная формула, для большей части Западной Европы более привычной является аддитивная формула индексации.

8. Представлены и систематизированы основные условия пересмотра цен на газ, применяемые в международной практике, что особенно актуально для Узбекистана в свете последних конфликтов между Украиной и Россией в определении цен и условий транзита.

9. Выявлены и систематизированы основные отличия монопольного и нерегулируемого рынков газа (в отношении условий поставок, цен, характеристик транспортировки газа). Спотовый рынок будет продожать развиваться, а рынок догосрочных контрактов будет эволюционировать в соответствии с изменением рыночной среды.

10. Узбекистан в соглашениях с Россией ориентируется на установление экспортных цен на газ, исходя из схемы нетбэк и соответствующей корзины энергоносителей заменителей газа для поставщиков газа в Европу.

11 Предложены различные методические подходы при расчете стоимости газа нетбэк и произведена оценка возможности их использования в практике ценообразования на газ для внутренних потребителей Узбекистана и для экспорта. Выявлено, что из трех методов более универсальным является метод догосрочных предельных издержек. Он достаточно гибкий, и может учитывать любой сценарий развития денежных потоков.

Основные результаты исследования опубликованы в трех научных статьях:

1 .Мажитов Ф.Ш. О формулах установления цены на газ. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом ВНИИОЭНГ №2 2009.

2. Мажитов Ф.Ш. , Миловидов К.Н. Основные виды зарубежных контрактов на поставку газа трубопроводным транспортом. Нефть, газ и бизнес. №3 2009.

3. Мажитов Ф.Ш. Стратегическое планирование в газовых компаниях. Узбекский журнал нефти и газа №2 2009.

Подписано в печать 6 О Г, Формат 60x90/16 Бумага офсетная. Печать офсетная .Уел . п. л. Тираж экз. Заказ № Я

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект,65 Тел.(495) 930-93-49

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Мажитов, Фарух Шавкатович

Введение.

1 .Перспективы развития газовой промышленности Узбекистана и контрактные отношения в разведке и добыче.

1.1. Развитие мировых рынков газа.

1.2. Современное состояние и перспективы развития газовой промышленности Узбекистана.

1.3. Взаимоотношения Узбекистана с государствами ЦАР в области газа и энергетики.

1.4. Правовой и налоговый режимы в нефтегазовой отрасли Узбекистана.

2. Развитие контрактных отношений в области недропользования.37'

2.1. Проблема выбора между выгодой и риском.37'

2.2. Соглашение о совместной деятельности (ССД).

2.3. Контракты лbuy-back (контракты на возмещение затрат (КВЗ) и условия сбалансированности интересов участников соглашений.

2.4. Финансовые и налоговые аспекты выбора между концессией, СРП и смешанной системой.

3. Контракты в газовой промышленности: мировая практика.:.

3.1. Концепции и этапы в развитии контрактных отношений в газовой промышленности.

3.2. Основные виды зарубежных контрактов на поставку газа трубопроводным транспортом.

3.3. Контракты на поставки газа в различных странах.

3.4. Принципы и условия оплаты при поставках газа.

3.5. Содержание основных положений типичного газового контракта.

3.6. Рынок газа спот в сравнении с рынком догосрочных контрактов.

4. Формулы цены на газ и выбор модели ценообразования на примере производства и продажи метанола.

4.1. Различные варианты формульного ценообразования на газ.

4.2. Факторы, обусловливающие необходимость пересмотра цен.

4.3. Связь между нефтяными и газовыми ценами.

4.4. Ценовое моделирование при поставках газа в Узбекистане: сравнение методов расчета цены лnetback.Ill

4.5 Преимущества и недостатки методов различных методов определения NBV.

4.6. Интерпретация показателей NBV и LRMC.

4.7. Предложения по совершенствованию контрактной деятельности в нефтегазовом комплексе Республики Узбекистан.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Мировая практика контрактных отношений в газовой отрасли: опыт для Узбекистана"

Центральная Азия в перспективе может стать одним из ведущих регионов-поставщиков нефти и природного газа в мире. Центральноазиатские энергоресурсы, безусловно, смогут найти свое место на мировом рынке, принимая во внимание скорое истощение традиционных месторождений в ведущих нефтедобывающих регионах мира, а также реальный рост потребностей глобальной экономики в углеводородном сырье. Реализация газового потенциала в рамках Энергетической политики Республики Узбекистан требует разумной стратегии действий, основывающейся на национальных интересах страны. Для-того, чтобы укрепить внутренний рынок и расширить свои международные позиции, Узбекистану следует тщательно изучить существующие и новые варианты поставок газа, * формы контрактных отношений между контрагентами, адаптированные к изменению цен на газ и характеру налогообложения, методы формирования цен на поставки газа и оценки проектов, реализуемых на различных стадиях газовой цепочки, учитывающие разнообразные риски.

Контрактная политика страны, не имеющей прямого выхода на рынки газа, имеет-ряд особенностей, отражающих сложный характер позиционирования Республики Узбекистан одновременно являющейся страной производителем газа, транзитером и имеющей быстро развивающийся внутренний рынок. В этих условиях особый интерес представляет изучение мирового опыта заключения контрактов, который охватывает не только операции поставок газа, но и контракты на предоставление транспортных мощностей, хранение и газа, оказание услуг специального характера, включая услуги по управлению рисками. С учетом сказанного исследование в диссертационной работе перечисленных проблем представляет несомненный теоретический и практический интерес и является актуальной задачей.

Поскольку газовый сектор представляет цепочку производств, разделяемую обычно на стадии лапстрим и даунстрим, то рассмотрение форм и типов контрактных отношений относится также и к стадии разведки и разработки месторождений, где мировая контрактное право в области недропользования и практика отношений иностранных компаний и принимающих стран претерпели за последнее время существенные изменения. Их внимательный анализ, безусловно, заслуживает внимания с позиций формирования более совершенной организационно-правовой структуры деятельности национальной компании НХК "Узбекнефтегаз".

Цель работы: на основе анализа обобщения мировой практики контрактных соглашений и оценки инвестиционных проектов в условиях развитой рыночной экономики предложить рекомендации по совершенствованию методов и практики использования контрактных соглашений для национальной газовой промышленности В работе были поставлены следующие задачи:

1. Исследовать современное состояние и перспективы развития газовой промышленности Узбекистана.

2. Изучить мировую практику контрактных отношений, применяемых в газовой промышленности на различных стадиях газовой цепочки (разведка, добыча, транспорт, переработка УВ сырья).

3. Исследовать возможности использования мировой практики контрактных отношений и ценообразования в газовой отрасли для условий газовой промышленности Республики Узбекистан.

Основные научные результаты диссертационного исследования:

1. Проведен анализ текущего состояния инвестиционной и организационно-правовой среды в нефтегазовом комплексе Узбекистана и сформулированы ключевые задачи в этой области.

2. Показаны преимущества и недостатки некоторых новых типов соглашений (в частности контрактов на стадии разведки и разработки (типа лbuy-back) и оценены условия целесообразного участия государства в проектах на стадии апстрим.

3. Обобщены и систематизированы различные типы контрактов и методы ценообразования, действующие в условиях развитого рынка газа, (не применяемые до настоящего времени в условиях Узбекистана), и сделан вывод о необходимости расширения спектра контрактных отношений и использования гибких формул ценообразования в газовой промышленности Узбекистана.

4. Проведен анализ методов ценообразования в мировой газовой промышленности и сделан вывод о целесообразности использования в газовой промышленности Узбекистана модели конкурентных цен.

5. Предложены методические подходы для определения сбалансированного уровня цен на поставки газа при заключении контрактов.

6. Проведены расчеты по обоснованию уровня цен нетбэк в области газохимии. Структура диссертационной работы отвечает характеру поставленных задач. Работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, выводов и списка использованной литературы . В первом разделе диссертации представлена общая характеристика нефтегазового комплекса республики Узбекистани тенденции его развития, выявлены основные факторы, сдерживающие ускоренный рост нефтегазового сектора, исследованы формы привлечения

Диссертация: заключение по теме "Мировая экономика", Мажитов, Фарух Шавкатович

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Мажитов, Фарух Шавкатович, Москва

1. Вагапов Е. АК УЗТРАНСГАЗ: надежность и эффективность. Нефтегазовая Вертикаль №9 2007.

2. Гармония сотрудничества. Нефтегазовая Вертикаль №9 2007

3. Годовые отчеты НХК "Узбекнефтегаз"

4. Гул ев В. Россия ЧУзбекстан: будущее вместе! Нефтегазовая Вертикаль №9 2007

5. Елисеева О. А., Макаров А. А. Реформирование рынка газа России. Доклад, Энергетика России в XXI веке. ИСЭМ, Иркутск 2005.

6. Елисеева О. А., Малахов В. А., Макаров А. А., Шапот Д. В. Основные параметры конкурентного сектора российского рынка газа. М.: Газовый бизнес, 2006.

7. Ергин. Д., Стоппард М. Следующая цель мировой рынок газа // Россия в глобальной политике. - 28.11.2003.

8. Жилин О.Ф. Тарифная политика и либерализация газового рынка//Газовая промышленность, № 1, 2004.

9. Концепция развития рынка газа в Российской Федерации. Проект. ОАО Газпром, 2003.

10. Мажитов Ф.Ш. О формулах установления цены на газ. Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом ВНИИОЭНГ №2 2009.

11. Мажитов Ф.Ш., Миловидов К.Н. Основные виды зарубежныхконтрактов на поставку газа трубопроводным транспортом. Нефть, газ и бизнес. №3 2009.1515. Мажитов Ф.Ш. Стратегия развития газового рынка. Узбекский журнал нефти и газа №2 2009.

12. Мажитов Ш. Узбекнефтегаз. 15 лет в авангарде индустриального развития. Нефтегазовая Вертикаль №9 2007

13. Макаров А. А. Формирование конкурентного рынка газа. Презентация, Федеральная Антимонопольная Служба, Экспертный Совет, 20.06.2005.

14. Медведев Д. Реструктуризация Газпрома вопрос обозримого будущего// Нефтегазовая вертикаль, 2001, № 6

15. Миловидов К.Н. Экономика газовой промышленности зарубежных стран. М.: РГУ Нефти и Газа им. И.М. Губкина, "Учебное пособие", Часть 1,2003.

16. Независимые производители газа: стратегический ресурс России. Аналитический доклад. Институт Энергетической Политики, Москва, 2005 г.

17. Оазис для инвесторов. Аналитическая служба Нефтегазовой Вертикали240 концепции развития рынка газа в Российской Федерации. Доклад Министерства экономического развития и торговли РФ, 2003.

18. ОАО Газпром: концептуальные установки, письмо председателя правления ОАО Газпром Милера А. Б. Президенту РФ Путину В. В., декабрь 2002 г.;

19. Отчёты компании "Рургаз" и АО "Росгазификация".

20. Першуков В.А., Шелопутов В.А. Технико-экономические возможности развития газового .рынка для независимых производителей газа. Вестник университета (ГУУ) №8(8) М., 2007.

21. Подболотов А Мегапроект в Узбекистане Ч залог мегасотрудничества. Нефтегазовая Вертикаль №9 20072915 Природный газ / Под ред. Р. Басби М.: Олимп-Бизнес, 2003. - 240 с.

22. РСПП. Концепция по реформированию газовой отрасли и развитию рынка газа, январь 2003 г.;31.Союз независимых производителей газа. Концепция реформирования газовой отрасли РФ (тезисы), январь 2003 г.;

23. Славинская Л. Слово о поку газпромовом. Газпром и реформа рынка// Нефтегазовая вертикаль, 2002, № 3

24. Славинская JI. Слово о поку газпромовом. Газпром и реформа рынка// Нефтегазовая вертикаль, 2002, № 3

25. Славинская Л., Догопольский А. Газовый евроремонт// Нефтегазовая вертикаль, 2002, № 3

26. Славинская Л. Газовый рынок США и его уроки//Нефтегазовая вертикаль, № 1, 2002

27. Телегина Е. А. Транзит энергоносителей в международной торговле энергоресурсами. М.: РГУ Нефти и Газа им. И.М. Губкина, "Учебное пособие", 2002.

28. Тер-Саркисов Р., Рогинский С. Газовый рынок СВА '2010//Нефтегазовая Вертикаль, № 1, 2004.

29. Узбекистан сменил маршрут, Ведомости. 19.01.2009

30. ФЭК России. Концепция развития рынка газа в РФ, разработанная ФЭК России зимой весной 2001 г. Концепция по созданию федерального оптового рынка газа, ноябрь 2002 г.;

31. Хеберлин А. Цены на газ в условиях конкуренции.//Газовая пром-ть, 1996, №№ 1-2.

32. Черкашин В. Мы нужны друг другу. Нефтегазовая Вертикаль №9 2007

33. Шелопутов В.А. Независимые производители газа: проблемы и перспективы развития. Вестник университета (ГУУ) №8(8) М., 2007.

34. Шелопутов В.А. О ценообразовании в газовой отрасли. Вестник университета (ГУУ) №7(7) М., 2007.

35. A1-Sahlawi, Mohammed А. (1989), "The Demand for Natural Gas: A Survey of Price and Income Elasticities," Energy Journal, 10 (1), January, 77-90;

36. Armstrong M., Cowan S., Vickers J. Regulatory Reform: Economic Analysis and British Experience. Cambridge: MIT Press, 1994;

37. Ben Johnson Associates, Inc. The Basis for Traditional Rate of Return Regulation Ссыка на домен более не работаетuser-www/ben/essays/ror.html

38. Bourcier A. Economy of supply and demand of natural gas.// Energy Economics,1989, vol.10, N 4.

39. BP Statistical Review of World Energy//London, 1995-2002.

40. Cedigaz, Natural gas in the world//Paris, 1994- 2005.

41. Cedigaz, Natural gas in the world//Paris, 1994.

42. Chabrelle M.F. Future prospects for the gas industry: Major trends in supply. л Gas processing: The new challenges . IFP Meeting 18 October 2002, CEDIGAZ France, www.cedigaz.org.

43. Cremer, H, F Gasmi and J.-J. La.ont (2003); Access to pipelines in competitive gas markets, Journal of Regulatory Economics; 24:1 pp.5-33.

44. Das S. Swaps and Financial Derivatives : Products, Pricing, Applications and Risk Management, 3rd Edition Revised, Wiley Finance, 2006

45. De Anne J., Mashaekhi A., The Economics of natural gas, pricing, planning and policy .//Oxford, 1990

46. D. Johnston. International exploration Economics. Risk & contracts analysis. 2003

47. Errera S., Browii S.L. Fundamentals of Trading Energy Futures and Options, 2nd edition, 2002

48. EU Energy. 14 February, 2002

49. Fletcher J. Sturm Trading Natural Gas: A Nontechnical Guide, 1997

50. Gas to Fuel and Chemicals: From Technology to Market (2003 Edition). Report, Institut Francais du Petrole, Beicip Franlab, 2003.

51. Gas Transport Tariff. EIA. 1994.

52. Helm D., Jenkinson T. Oxford Review of Economic Policy. Volume 13, 1997 -Competition in Regulated Industries;

53. IEA Key Statistical Review63.1ensen Y.T. Gas supplies for the world market energy economics.

54. International Energy Agency. Flexibility in Natural Gas Supply and Demand. Online. 2002, available at www.iea.org.

55. Jensen J.T. Gas supplies of the world market energy economics .//World Oil Market, 1994.

56. Lawrey, R. (1998); Pricing and access under national competition policy: The case of the neutral gas pipeline sector, The Australian Economic Review 31 pp. 91-106;

57. Long-term contracts vital in EU free gas market//Oil & Gas Journal. Pennwell Corporation, June 7, p.30, 2004.

58. Loyola de Palacio, Vice-President of the European Commission. Energy market liberalization: pitfalls and benefits. World Economic Forum, New York, 3 February 2002.

59. Management training for international Oil and Gas Energy and Chemical industry.

60. Murphy J.J. Technical analysis of the futures markets, the New York Institute of Finance, 1986

61. Natural Gas Annual 2000, IEA, DOE/EIA-0131(00), November 2001.

62. Natural Gas Transportation Organisation and Regulation. Paris: OECD, 1994;

63. Natural gas. 1994. Issues and Trends. EIA. 1994

64. Nigel Orchard. Modern Natural Gas Processing and Conversion to Petrochemicals. YUKOS Management Round Table, September, 2003, Moscow.7 5. Opening Networks to Competition. The Regulation and Pricing of Access. / Ed. D.Gabel, D.Weiman, 1998;

65. Price, Catherine. 1997. Competition and Regulation in the UK Gas Industry. Oxford Review of Economic Policy. Volume 13/Number 1. Oxford University Press:

66. Shively В., Ferrare J. Understanding Today's Natural Gas Business, Self, 2003

67. Stern J.P. Third Party Access in European Gas Industries. London, 1992;

68. The College of Petroleum and Energy Studies. Oxford. 1993.

69. The OECD Report on Regulatory Reform. Vol. 1 Sectoral Studies. Paris: OECD, 1997;

70. Quels enjeux technologiques pour le GazNaturelle a 2010-2020. Petrole Technique # 437, 2003.

71. Willig, R. D. (1979); The theory of network access pricing, In H.M. Trebing (ed.): Issues in public utility regulation, Michigan State University Public Utilities Papers;

72. World Energy Outlook, IEA, 2001

73. World Oil market. 1994. Spec. Iss. P. 237.

74. Институт стратегических исследований www.iess.ac.ru;

75. Сайт министерства природных ресурсов www.mte.gov.ru;87.Www.gazo.ru;88.Www.gazforum.ru;

76. Ссыка на домен более не работаетoilgas/naturalgas/infoglance/naturalgas.html90.Ссыка на домен более не работает91 .Ссыка на домен более не работает92. Http ://www.reuters. com/

77. Ссыка на домен более не работаетuk/Gas/

78. Ссыка на домен более не работает

79. Официальный сайт Института энергетической политики Ссыка на домен более не работает/www.iea.org;

80. Официальный сайт ОАО Газпром Ссыка на домен более не работаетp>

81. Официальный сайт Службы энергетической информации США Ссыка на домен более не работает/www.gks.ru.

82. Официальный сайт Федеральной службы по тарифам РФ http ://www.fstrf.ru.

Похожие диссертации