Основные этапы эволюции институциональной структуры газовых рынков

Вид материала

Документы

Содержание 1.5. Формирование двусторонних межстрановых рынков на третьем этапе эволюции рынков природного газа Рис. 3. Третий этап эволюции газовых рынков – двусторонние межстрановые рынки

Подобный материал:

• Лекции, семинары, консультации, 298.12kb.
• Темы семинаров по теории эволюции (главы реферата) Изученность группы, предковые формы,, 14.45kb.
• 10 Основные этапы становления идеи развития в биологии, 187.16kb.
• Уроков, 497.15kb.
• Основные этапы эволюции растительного и животного мира, 173.64kb.
• Основные характеристики институциональной структуры Европейского союза, 260.42kb.
• Календарно-тематическое планирование, 211.31kb.
• Рабочей программы дисциплины Теория отраслевых рынков по направлению подготовки 080100, 25.89kb.
• «Методологические основы психологии», 15.04kb.
• Программа по маркетингу. № п\п, 189.94kb.

1.5. Формирование двусторонних межстрановых рынков на третьем этапе эволюции рынков природного газа

Дальнейший рост спроса на газ в развитых странах, в особенности быстрое увеличение использования газа в производстве электроэнергии, стимулировали начало третьей стадии эволюции газовых рынков – развитие межгосударственных рынков. Начинается интеграция систем газоснабжения разных стран путем строительства экспортно-импортных газопроводов. К ставшему уже традиционным сетевому газу прибавляется сжиженный природный газ (СПГ). Сама технология его производства возникла именно для экспортных поставок – в 1965 г. начались первые коммерческие поставки СПГ из Алжира в Великобританию и Францию⁷ [113, C. 43].

Этому этапу соответствует стадия зрелой добычи газа на развитых рынках, вовлекающая в разработку более дорогие запасы, что стимулирует импорт газа из других стран. Хотя на этом этапе организационная структура национальной газовой промышленности остается неизменной, институциональная структура отрасли меняется, поскольку к национальному регулированию прибавляется межгосударственное (рис.3). На этом этапе контракты на импорт/экспорт газа в основном заключаются на уровне правительства и именно это гарантирует их выполнение. Причем речь идет почти исключительно о двусторонних межгосударственных соглашениях.



Рис. 3. Третий этап эволюции газовых рынков – двусторонние межстрановые рынки

С развитием газовых рынков увеличилось многообразие контрактных форм. Действовали как контракты «на истощение», когда покупатель согласен купить весь газ с заявленного месторождения (по таким контрактам, например, осуществлялось большинство поставок в Великобритании, все сделки в Норвегии до 1986 г., первые поставки газа из Алжира), так и получившие наибольшее распространение контракты «поставки»

В 1960-70-х годах большинство импортных поставок из Алжира, Норвегии, а также значительная часть внутренних поставок в Великобритании и США осуществлялось на условиях формулы «издержки плюс», когда покупатели вынуждены были принимать большую часть ценового риска, что отчасти стало одной из причин недовольства покупателей и либерализации газовых рынков. В связи с этим стали развиваться и другие формы контрактов.

Поскольку на данном этапе усиливается конкуренция не только между собственной добычей и импортом, но и между газом, расширяющим зону своего применения, и другими энергоносителями, для поддержания конкурентоспособности газа ценообразование меняется с формулы «издержки плюс» на ценообразование по так называемому принципу «рыночной стоимости» («netback price»). Чтобы иметь долгосрочные конкурентные преимущества, цены на газ должны адекватно соотноситься с ценами альтернативных энергоносителей, т.к. практически во всех случаях, связанных с использованием природного газа, возможна его замена на другие источники энергии. Рыночная стоимость газа – это максимальная цена, по которой поставщик может продать газ покупателю, оставаясь при этом конкурентоспособным с другими видами топлива, т.е. цена межтопливной конкуренции. При достижении ценой значения «netback price» потребителю становится безразлично, какой энергоноситель выбрать («точка безразличия»), и решение принимается с учетом дополнительных факторов (например, экологических качеств газа).

Алгоритм расчета рыночной стоимости газа в конечном пункте его конкретного вида использования следующий: определяется полная стоимость энергии (капиталовложения и текущие издержки), получаемой из альтернативного вида топлива. Из этой величины вычитается стоимость оборудования, необходимого для использования газа. Полученное значение – максимальная цена, которую потребитель готов платить за газ. Вычитая из этой цены затраты на распределение газа и его транспортировку, получают значение цены на границе страны - «netback price».

Разумеется, расчет рыночной стоимости газа при заключении контракта, и последующие постоянные пересчеты для ее корректировки повлекли бы слишком высокие трансакционные издержки. Поэтому на практике для обеспечения конкурентоспособности газа по отношению к другим энергоносителям использовалась упрощенная схема расчета цены с помощью различных «формул привязки» к ценам заменителей газа в конкретных сферах потребления — нефтепродуктов, угля, электроэнергии.

Такая привязка имела вид формулы, включенной в контракт. В эту формулу, кроме базисной цены, рассчитанной на основе конъюнктуры рынка и соотношения с ценами на конкурирующие энергоносители, включались другие показатели - уровень инфляции, темпы развития энергетики и т.д. То есть основными элементами цены были базисная цена и формула ее индексации:

- Базисная цена («basic price») устанавливалась в результате переговоров между продавцом и покупателем, и потому отражала состояние спроса и предложения на газ, а также других факторов, специфичных для каждого отдельного договора (коэффициент нагрузки, пункт доставки, качество газа и т.д.). Верхним пределом цены при этом была цена «netback price», которая определялась через стоимость конкурирующих видов топлива (см. выше). Нижний предел цены газа определялся затратами производителя, включая приемлемую норму прибыли. Если цена газа будет ниже этого уровня, то финансирование производства станет нецелесообразным. В этом диапазоне и велись переговоры о цене.

- Формула индексации базисной цены к ценам конкурирующих с газом энергоносителей обычно формировалась таким образом, чтобы пропорции в ней соответствовали долям использования разных видов топлива у конечных потребителей, что обеспечивало долгосрочную конкурентоспособность природного газа.

При определении цены на газ принимались во внимание конкретные условия региона потребления – особенности развития энергетического рынка, структура потребления газа по секторам и цены на альтернативные виды топлива в каждом секторе, а также другие факторы (различные экономические индексы - инфляции, заработной платы и т.д.). Таким образом, долгосрочные контракты были вариативны и индивидуальны по своим условиям, специфичным для каждой из таких сделок. Более того, в силу использования «формулы привязки», уникальной для каждого сектора, цены у разных категорий потребителей и различных стран-импортеров не могли быть одинаковыми.

Цены на газ по контракту (базисная цена с учетом формулы индексации) корректировались в течение года либо ежемесячно, либо ежеквартально. Цель этого - гарантировать, что изменение условий на рынке будет отражено в ценах. Цены на газ отражали конъюнктуру рынка альтернативных энергоносителей, но с некоторым опозданием (обычно на полгода), поскольку учитывали так называемые «опорные периоды» – периоды, на базе которых осуществляется корректировка цен (за основу берутся, например, усредненные значения цен альтернативных газу энергоресурсов за период нескольких месяцев, предшествующих расчетной дате). Наиболее часто применяемые в практике опорные периоды были 6, 9 или 12 месяцев. Использование в формуле цены опорного периода препятствовало слишком резким изменениям контрактной цены газа, сглаживало колебания, присущие ценам на нефть и нефтепродукты, и переносило их на рынок газа с лагом запаздывания.

Обычно предусматривалась возможность пересмотра условий цены (т.е. базисной цены и условий ее индексации) каждые три года. В контрактах также предусматривалось право сторон на внеочередной пересмотр пункта цены в случае существенных изменений на энергетическом рынке. Однако это обстоятельство требовало от стороны-заявителя предоставления аргументированного обоснования.

Итак, на третьей стадии развития рынков газа были выработаны новые контрактные формы взаимодействия между субъектами рынка. Гарантии возврата высоких специфических инвестиций, необходимых для существенного расширения инфраструктуры, а также гарантии сбыта обеспечивались либо по-прежнему за счет вертикальной интеграции, либо за счет долгосрочных двусторонних контрактов «на истощение» или типа «take-or-pay» с разными формулами ценообразования - «издержки плюс», либо привязка к альтернативным видам топлива.

Примерами этого этапа развития газовых рынков служит формирование регионального рынка Северной Америки 1952-1973 гг., развитие европейского рынка в 1960-70-ые гг., и развитие рынка сжиженного газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе (в первую очередь – в Японии) в 1969-1983 гг.

США начали экспортировать небольшие объемы газа в Мексику и Канаду в 1949 г., а с 1952 г. наоборот начали импортировать газ из Канады, а с 1957 г. – и из Мексики [96]. К середине 1970-х гг. уже стало формироваться единое газовое пространство на территории всего североамериканского континента. Заметное ускорение темпов роста оптовых и розничных цен на внутреннем рынке в 1970-х гг. и перерастание умеренной инфляции в галопирующую привели к необходимости модификации экономической стратегии страны. Первой наиболее естественной реакцией государства стала попытка победить инфляцию с помощью методов прямого регулирования цен. В августе 1971 г. по инициативе администрации Р. Никсона в США впервые за послевоенные годы был установлен централизованный контроль за ценами. Прямое регулирование цен затрагивало прежде всего внутренние цены на энергоносители, которые, отражая рост импортных цен на нефть, нефтепродукты и природный газ, росли в 1974-1981 гг. высокими темпами, стимулируя раскручивание инфляционной спирали.

Замораживание внутренних оптовых цен на нефть, нефтепродукты и природный газ, сдерживая развитие инфляционных тенденций, привело к ряду негативных последствий в экономике. Недостаток инвестиций в энергетическое хозяйство, отсутствие заинтересованности у добывающих корпораций в разработке новых месторождений нефти и природного газа ввиду контроля над уровнем цен привели к тому, что импорт нефти в США, несмотря на рост мировых цен, продолжал вплоть до 1981 г. увеличиваться высокими темпами.

К 1970 гг. регулирующие агентства осуществляли контроль практически за всеми аспектами газового бизнеса. Недостатки регулирования, а именно недифференцированный подход к установлению цен, привел к тому, что производители не могли покрывать растущие издержки производства и стали переводить направления продаж газа с регулируемых межштатных газопроводов на менее зарегулированные внутриштатные поставки. В результате возник дефицит газа (особенно в газодефицитных северных и западных штатах). Установление цен на газ ниже реальной экономической стоимости газа вело к росту спроса и дефициту газа. В середине 1970-х гг. в результате взлета нефтяных цен произошло сокращение поставок газа в северные штаты и газовый кризис в стране.

Д. Ергин, Председатель Кембриджской Энергетической Ассоциации, пишет: «Излишне зарегулированная система того времени фиксировала цену для производителей на слишком низком уровне (7 $/тыс. м³ по сравнению с современными 140-240 $/тыс. м³), что не стимулировало производство. Искусственно заниженные цены поощряли спрос и препятствовали производству. К середине 1970-ых гг., кризис был в полном расцвете. Школы и заводы закрывались из-за нехватки природного газа. Это привело к принятию Акта об Использовании Топлива (Fuel Use Act), ограничивающего использование газа в электроэнергетике. В конце 1970-ых гг. газ стал ведущей внутренней политической проблемой в Соединенных Штатах» [112, С. 5].

В Канаде с начала 1970-ых гг. компания «TransCanada Pipelines Ltd.» (TCPL) обладала монополией на транспортировку газа и практической монополией на закупки газа у производителей. При этом ее цены и тарифы полностью регулировались Национальным Энергетическим Советом. Все цены по цепочке поставок, от добычи до покупателей на входе в городские сети, регулировались на основе принципа «издержки плюс».

В странах Европы до повышения цен на нефть (в середине 1970-х гг.) потребление природного газа определялось поставками газа в основном из Голландии. При наличии дешевой нефти использование дорогостоящего газа, доставляемого издалека, было неэффективно. Однако рост цен на нефть оправдывал огромные инвестиции капитала в транспортировку газа и существенно повышал экономическую эффективность СПГ-проектов, тем самым способствуя привлечению на энергетический рынок Европы природного газа из Северной Африки и СССР. Начался стремительный рост газового рынка – в период 1978 - 1998 гг. доля нефти в энергопотреблении региона упала с 56 % до 45 %, в то время как доля природного газа выросла от 14 % до 22 % [61] (в большой мере за счет импорта из Нидерландов, Норвегии, СССР и Алжира). Для обеспечения такого роста газопотребления потребовалось быстрое развитие европейской транспортной инфраструктуры.

В Азиатско-тихоокеанском регионе в силу особенностей его размещения развитие газотранспортных сетей было затруднено. Поэтому здесь наибольшее развитие получил импорт СПГ. Начала этот процесс Япония, которая в конце 1960-х гг. приняла курс на снижение выбросов в атмосферу за счет уменьшения использования угля и нефти в электроэнергетике и перехода на газ. В 1969 г. Япония начала импортировать газ с Аляски. После нефтяного кризиса 1973 г. правительство Японии стало стимулировать использование СПГ уже из соображений энергетической безопасности – для уменьшения зависимости от ближневосточной нефти. С тех пор Япония значительно диверсифицировала свой портфель поставок, импортируя газ из Абу-Даби, Брунея, Индонезии, Малазии и Катара. В 1985 г. Южная Корея стала вторым по счету импортером СПГ в азиатском регионе, Тайвань присоединился к ней в 1989 г. [113, C. 43].

Помимо этих межстрановых газовых рынков следует отметить развитие Единой системы газоснабжения бывшего СССР. Газовая отрасль России стала одним из пионеров этого этапа, создав мощную систему экспортных газопроводов в страны Европы.

Таким образом, к концу третьего периода (к 80-90-м гг. XX в.) за счет активного расширения национальных газотранспортных систем произошло формирование региональных рынков газа. Наряду с Североамериканским рынком газа и Единой системой газоснабжения СССР сформировался Европейский рынок и Азиатско-тихоокеанский рынок сжиженного газа [41, C. 142].


Анализ описанных трех этапов эволюции газовых рынков позволяет говорить о наличии следующих тенденций эволюции, связанных с:

- территориальным расширением рынков и интеграцией газотранспортных систем;

- увеличением количества производителей на рынке по мере его расширения и усилением конкуренции. При этом происходит не только усиление конкуренции между возрастающим числом потребителей, но и между газом и альтернативными видами топлива по мере выхода газа в новые сектора применения;

- увеличением рисков, которые производители вынуждены принимать на себя. Усиление конкуренции ведет к появлению новых контрактных форм, обеспечивавших распределение рисков между производителями газа и его покупателями, в которых на производителей переносится все больше рисков.


Итак, проведенный в данной главе критический анализ с позиции НИЭТ существующих методических подходов к исследованию развития рынков газа показал несостоятельность ряда выводов зарубежных исследователей. В связи с этим предложен новый метод комплексного исследования эволюции рынков газа, основанный на синтезе зарубежного и отечественного подходов.

Теоретически обоснован состав, количественные и качественные признаки основных этапов эволюции газовых рынков. Показано, что в развитии газовых рынков на процесс их естественной эволюции накладывались революционные преобразования, проводимые правительствами в соответствии с преобладающей идеологией, определяющей степень государственного вмешательства в экономику. Таким образом, выделяется два направления развития: естественная эволюция рынков по мере интеграции газотранспортных систем от локальных к национальным, и затем межстрановым, и индуцированные государством преобразования, связанные с изменением степени государственного регулирования отрасли. На первых трех этапах развития газовых рынков шло усиление государственного регулирования под действием кейнсианской теории, обосновывавшей необходимость активного вмешательства государства в экономику.

На базе институционального анализа фактического хода векового развития крупнейших зарубежных рынков газа выявлены основные тенденции эволюции газовых рынков