Основные тенденции эволюции зарубежных рынков природного газа — Глава 1

03.09.2007
Автор: Татьяна Митрова
Дата публикации: 02.12.04

Глава 1. Основные этапы эволюции институциональной структуры газовых рынков

1.1. Подходы к анализу развития рынков природного газа

Проблематика эволюции зарубежных рынков природного газа в целом достаточно хорошо разработана и изучена в трудах как российских, так и зарубежных ученых. В работах ученых, занимающихся анализом эволюции рынков газа можно выделить два основных подхода.
Большинство зарубежных авторов — Д. Эстрада, A. Моэ, K. Мартинсен [68], П. Мак-Авой [90], А. Де-Вани, Д. Волс [64], А. Джурис [84-88], П. Дэвис [62] и Э. Лейрд [26], а также некоторые российские специалисты, например, А.А. Конопляник [13, С. 578-613], считают основным направлением развития газовых рынков постепенный переход от монополистической организации к конкурентной. Наиболее четко этот подход выражен в сформировавшейся в 80-х гг. ХХ в. «четырехэтапной модели эволюции и развития рынков газа» («четырехэтапная модель»). Если обобщить выводы перечисленных исследователей, то эта модель выделяет четыре этапа в развитии организационной структуры газовой промышленности: зарождение, рост, развитие и конкурентный рынок (см. табл. 1). В рамках данной модели предполагается, что во всех странах по мере развития газопотребления и расширения инфраструктуры происходит изменение институциональной структуры газовой отрасли от менее совершенных форм – монополии – к более совершенным – конкурентным формам. По мнению А.А. Конопляника, «на определенном этапе монопольная форма организации рынка утрачивает возможности своего дальнейшего эффективного развития, уступая место рынку конкурентному» [19, С. 17].

Таблица 1
Обобщенная четырехэтапная модель эволюции и развития рынков газа («четырехэтапная модель»)
Основные характеристики Зарождение Рост Развитие Конкурентный рынок
Спрос Ограниченный спрос на газ Бурный рост спроса на газ Замедление темпов роста спроса на газ Начало насыщения спроса
Инфраструктура Неразвитая газотранспортная инфраструктура Начало интеграции газотранспортных систем Развитая система газоснабжения Высокоразвитая инфраструктура, формирование центров торговли
Институциональная структура газового рынка Небольшое число участников рынка

Вертикально-интегрированные монополии

Незначительное государственное вмешательство Рост числа участников рынка

Вертикально-интегрированные монополия (часто-государственные компании)

Сильное государственное вмешательство Большое число участников рынка

Крупные потребители получают право выбора поставщика

Сторонний к инфраструктуре, рынок мощностей Число участников очень велико

Дезинтеграция цепочки газоснабжения

Право выбора поставщика для всех потребителей

Тип контракта на исчерпание Долгосрочные контракты «take-or-pay» Развитие рынков форвардных сделок Краткосрочные контракты и спотовые сделки
Способ ценообразования « плюс» Формула привязки к нефти Формула привязки к альтернативным видам топлива Привязка к биржевым котировкам
Источники: [13], [26], [68], [86].

Согласно этой модели идет постепенное снижение роли государственного регулирования в отрасли. Этот процесс сопровождается переходом от долгосрочных контрактных отношений на незрелых рынках к более гибким краткосрочным контрактам, и, в конечном счете, по примеру нефтяной отрасли, к привязке цен газа к биржевым котировкам. Вообще, данная модель во многом построена на предпосылке, что рынки газа должны развиваться по аналогии с нефтяными рынками с определенным лагом запаздывания. На основании «четырехэтапной модели» делается вывод о предпочтительности перехода к конкуренции как к наиболее эффективной форме организации рынка, т.е. о необходимости либерализации.
В отличие от зарубежного подхода, ряд отечественных ученых — А.А. Бесчинский [1, 2], Ю.И. Боксерман [4], А.А. Макаров [27], В.А. Смирнов [15] — видят главную тенденцию эволюции газовой отрасли в увеличении ее интеграции с формированием все более крупных и диверсифицированных систем газоснабжения. Основные этапы этой эволюции — от региональных к национальным и затем транснациональным системам.
Ряд выводов зарубежных исследователей вызывает сомнение, в частности, утверждения о том, что вертикальная интеграция и долгосрочные контракты необходимы только на стадии возникновения газовых рынков, а либерализация является вершиной их эволюционного развития. Кроме того, «четырехэтапная модель», предполагающая, что газовые рынки должны развиваться по образцу нефтяных, не учитывает в полной мере институциональные особенности газовой отрасли, связанные с ее капиталоемкостью, продолжительным инвестиционным циклом и повышенной взаимозависимостью контрагентов, а также с повышенной ролью государства в изменении ее институциональной структуры.
Неудовлетворенность «четырехэтапной моделью» потребовала проведения анализа особенностей формирования и трансформации хозяйственных отношений и институциональной структуры рынков газа. Теоретической основой этого анализа в данной работе стала новая институциональная экономическая теория (НИЭТ). Основы этой теории заложены в работах Р. Коуза [21] в 1937 г. и развиты в 70-90-ые гг. ХХ в. О. Уильямсоном [42-45] и Д. Нортом [34] и др. Применение НИЭТ к анализу институциональной структуры газовой отрасли осуществлялось как зарубежными исследователями – Д. Финон [73-74], С. Мастен, К. Крокер [93], Дж. Мюлхерн [95], так и российскими – в первую очередь, необходимо отметить исследование В.А. Крюкова «Институциональная структура нефтегазового сектора. Проблемы и направления трансформации» [24], а также работы, проведенные в Бюро Экономического Анализа под руководством А.Е. Шаститко [32, 37].
Использование новой институциональной теории связано с попытками преодолеть ограниченность ряда предпосылок, характерных для неоклассической экономической теории (аксиомы полной рациональности, абсолютной информированности, совершенной конкуренции, установления равновесия лишь посредством ценового механизма и т.д.) и желанием рассмотреть современные экономические (и политические) процессы в газовой отрасли комплексно и всесторонне. Ряд процессов, происходящих на газовых рынках зарубежных стран, в принципе не поддается описанию в терминах неоклассической экономической теории, поскольку эти изменения находятся на стыке политики, экономики и права.
В отличие от традиционного неоклассического анализа, НИЭТ принимает во внимание не только производственно-технологические факторы, но и условия, связанные с осуществлением различных форм экономического взаимодействия хозяйственных единиц. Такое расширение рамок анализа позволяет приблизить к реальности анализ изменения организационной структуры рынков и получить более емкие характеристики исследуемых процессов.
В рамках этого подхода в работе были рассмотрены основные газовой отрасли, которые оказывают значительное влияние на формирование и развитие ее институциональной структуры. В первую очередь, отрасль отличается повышенной взаимозависимостью контрагентов. Она состоит из нескольких отдельных сегментов (производство газа, транспортировка и распределение), которые технологически очень тесно связаны.
С другой стороны, особенности технологии добычи, транспортировки и распределения газа способствуют укрупнению фирм. Как пишет Д. Джонстон, пороговый объем газовых месторождений, оправдывающий расходы на разведку и освоение, заметно выше, чем, например, для нефтяных месторождений [11, С. 151]. Поскольку «в добывающих отраслях оптимальный размер и количество предприятий определяется количеством и качеством месторождений» [50, С. 184-185], в газодобыче изначально размер фирм крупнее, чем, например, в нефтяной отрасли.
Транспортировка и распределение газа отличаются значительным эффектом экономии на масштабе . Это в сочетании с высокой степенью риска начальных стадий и чрезвычайно большой капиталоемкостью проектов создает повышенные «барьеры входа» в сектор и способствуют появлению естественной монополии . Естественный характер данной монополии возникает в силу невыгодности сооружения дополнительных транспортных систем – две и более фирмы не могут оказывать газотранспортные услуги с теми же средними издержками, что и одна фирма.
Итак, поскольку газовая промышленность включает ряд процессов, которые с одной стороны должны быть жестко увязаны технологически, и, с другой стороны, в рамках этих сегментов фирмы стремятся к концентрации, создание крупных вертикально интегрированных газовых компаний выглядит логичным решением.
Однако объяснение вертикальной интеграции не исчерпывается только технологическими особенностями газовой отрасли. В данной работе для объяснения особенностей организации отрасли используется также введенное НИЭТ понятие издержек, связанных с координацией и взаимодействием экономических субъектов — трансакционных издержек . Таким образом, издержки производства состоят из двух частей: трансформационных издержек, связанных с изменением или воспроизводством физических характеристик благ (эти издержки являются объектом анализа в традиционной неоклассической теории), и трансакционных издержек, отражающих изменение и воспроизводство «правовых» характеристик. Институциональная теория утверждает, что структура управления адаптируется к тому, чтобы минимизировать сумму обоих видов издержек. Данный подход позволяет объяснить существование форм хозяйственной деятельности или взаимодействия между экономическими агентами, которые не обеспечивают минимизации средних трансформационных издержек в долгосрочном аспекте.
Как писал Р. Коуз, «могут иметь место альтернативные рынку методы координации, которые, будучи сами по себе дорогостоящими и во многих отношениях несовершенными, тем не менее окажутся предпочтительнее опоры на единственный анализируемый экономистами метод координации – ценовой механизм» [22, C. 349]. При этом, по мысли Коуза, «этот выбор…не задается и в значительной мере не определяется технологией – этот выбор главным образом отражает усилия по экономии трансакционных издержек» [42, C.12].
По словам одного из теоретиков данного подхода П. Джоскоу «конкретные виды институционального устройства возникают в ответ на разнообразные факторы, связанные с трансакциями, дабы минимизировать суммарные издержки осуществления трансакций…Организационная структура фирм может быть весьма многообразной» [12, C.185].
Таким образом, в рамках новой институциональной экономической теории предполагается существование широкого спектра видов институционального устройства («дискретных институциональных альтернатив») и соответствующих им видов контрактов, оформляющих трансакции (см. табл. 2):
— рынок (механизм цен и соответствующий ему классический контракт, т.е. контракт в стандартной форме, в котором полностью оговорены все детали его выполнения);
— иерархия (вертикальная интеграция в рамках одной фирмы и соответствующий имплицитный контракт, исключающий четкое определение условий взаимодействия, стороны контракта рассчитывают на их спецификацию в самом ходе реализации контракта, который сводится к передаче одной стороной права контроля своих действий другой стороне);
— разнообразные смешанные формы (и неоклассический контракт, форма которого специально разрабатывается «под сделку». Контракт не полностью специфицирован и оставляет возможность для корректировки).
О.Уильямсон утверждал, что «наличие рынков, иерархий и смешанных типов организации обусловлено различиями в трансакционных издержках» [42, C. 17], и выбор между этими альтернативными вариантами организации обусловлен не столько особенностями технологии (как в технологической версии теории фирмы), сколько экономией на трансакционных издержках. Поэтому для обоснования выбора механизма управления сделками используется выработанный НИЭТ трансакционный подход, где основное внимание уделяется следующим наиболее существенным характеристикам трансакций:
1. Степень неопределенности, сопровождающая осуществление трансакции. По мере роста неопределенности и необходимости корректировать условия контракта, снижается привлекательность

Таблица 2
Особенности основных видов контрактов
Основные характеристики Виды контрактов
Классический Неоклассический Имплицитный
Форма контракта Контракт в стандартной форме, в котором полностью оговорены все детали его выполнения. Форма контракта специально разрабатывается «под сделку». Контракт не полностью специфицирован, а оставляет возможность для корректировки Основные положения контракта могут вообще не специфицироваться эксплицитно. Контракт сводится к передаче одной стороной права контроля своих действий другой стороне.
Срок, на который заключается контракт Краткосрочный Средне- и долгосрочный Долгосрочный. Период действия контракта может быть вообще не оговорен.
Характеристика сторон контракта Легкость нахождения замены каждому из участников. Результат не зависит от состава участников. Высокая степень взаимной зависимости сторон контракта ввиду трудностей с нахождением равноценной замены. Двухсторонняя зависимость участников сделки: результат полностью зависит от их способности к совместной деятельности.
Отношения между сторонами Стороны сохраняют полную автономию Стороны сохраняют автономию Властные отношения: делегирование права контроля деятельности
Способ адаптации к непредвиденным обстоятельствам Перезаключение контракта на новых условиях Переговоры, согласование позиций, взаимные уступки Подчинение одной из сторон контракта решениям другой
Санкции за невыполнение условий контракта Легальные, зафиксированные в самом контракте Потеря репутации, созданной за период длительного взаимодействия сторон Административное взыскание, менее выгодные условия делегирования права контроля
Инстанция, в которой разрешаются конфликты Суд Третья сторона: арбитражный суд, третейский суд Решение происходит без привлечения какой-либо третьей стороны, на основе использования власти
Пример Контракт купли-продажи Регулирование естественных монополий. Долгосрочные контракты между транспортными, энергетическими и сырьевыми компаниями Весь комплекс внутрифирменных отношений
Источники: [35], [47].

классического контракта и возрастает привлекательность имплицитного, что объясняется, прежде всего, динамикой издержек на заключение контракта. Эффективность неоклассического контракта мала как при низкой степени неопределенности (нет необходимости пересматривать положения контракта при его перезаключении), так и при высокой (вероятность «шоков» делает неэффективными двух- и трехсторонние согласования: когда под вопрос ставятся перспективы бизнеса как такового, трудно заботиться об интересах партнера).
Для газового бизнеса характерна очень высокая степень неопределенности. В первую очередь, это связано с повышенной инерционностью отрасли. Продолжительность осуществления газовых проектов, включающих обычно освоение месторождения и строительство газотранспортной магистрали от него к потребителям, очень велика. А длительный периода последующей эксплуатации узкоспециализированных активов в газовой отрасли усиливает неопределенность будущих условий, которая помимо отраслевой специфики неопределенность связана с неопределенностью внешнеэкономической среды (эта среда формируется под воздействием многочисленных внешних факторов, начиная с геополитической обстановки и динамики мировых энергетических рынков, и заканчивая динамикой цен и спроса на энергоресурсы). Таким образом, неопределенность относительно будущих цен и объемов продаж при заключении контрактов в газовой отрасли очень велика.
2. Периодичность взаимодействия между экономическими агентами. Частота трансакций может быть разделена на три уровня: разовые, случайные (спорадические) и регулярные (непрерывные). В силу технологических особенностей газовой отрасли, трансакции здесь носят в основном непрерывный долгосрочный характер.
3. Степень специфичности активов, по поводу которых совершается сделка. Специфичный (идеосинкратический) актив – актив, максимальный эффект от использования которого достигается в рамках данного контракта.

Таблица 3
Классификация типов контрактов и структур управления в зависимости от частоты сделок и уровня специфичности активов
Специфичность
активов
Частота
сделок
Ресурсы общего назначения
Малоспецифические ресурсы
Идеосинкратические ресурсы

Единичные Классический (рыночное управление) Неоклассический (трехсторонняя структура управления) Неоклассический
(трехсторонняя структура управления)

Спорадические Классический (рыночное управление) Неоклассический (трехсторонняя структура управления) Неоклассический/ имплицитный (двусторонняя структура управления — долгосрочные двусторонние контракты)

Регулярные (непрерывные) Классический (рыночное управление) Имплицитный (двусторонняя структура управления —
долгосрочные двусторонние контракты) Имплицитный (односторонняя структура управления — вертикальная интеграция или долгосрочные двусторонние контракты)
Источник: [45, C. 143]

Такому активу трудно найти замену и альтернативное применение [45, C. 105]. Уильямсон показывает (см. табл. 3), что при использовании ресурсов общего назначения независимо от частоты трансакций и уровня неопределенности наиболее эффективным является классический контракт, разработка которого не представляет больших трудностей. Это обусловлено тем, что низкая специфичность активов позволяет сэкономить на издержках оппортунистического поведения (поскольку передислокация ресурсов может быть осуществлена с низкими издержками), тем самым эффективно наказывая отступничество.
В случае, когда активы являются малоспецифическими, а частота сделок – единичной или спорадической, более эффективными оказываются неоклассические контракты, которые, сохраняя значительную автономность агентов по отношению друг к другу, вместе с тем обеспечивают гибкость системы взаимодействия и адаптации к неожиданным изменениям обстоятельств. В условиях неопределенности при возникновении непредвиденных обстоятельств строгая оговоренность ex ante (до сделки) действий контрагентов может привести к конфликтам. Потому неоклассический контракт в отличие от классического характеризуется неполнотой. Для разрешения конфликтов используется трехсторонняя структура управления — привлекается третья сторона в виде арбитражных судов.
При высокой степени специфичности активов резко возрастает вероятность оппортунистического поведения контрагентов, которое имеет целью «вымогательство» — присвоение выгоды от осуществленных контрагентом специфических инвестиций (т.е. использование их без соответствующей оплаты). Таким образом, увеличение степени специфичности активов увеличивает стимулы к нарушению условий контракта и повышает привлекательность использования иерархии в качестве гарантии выполнения контракта, что убедительно показано в работах О. Уильямсона [43-45].
Итак, Уильямсон продемонстрировал, что «рынки преимущественно выступают в роли посредников при низкой специфичности активов, смешанные формы контрактации появляются по мере роста степени специфичности активов, а вертикальная интеграция соответствует таким трансакциям, при которых специфичность активов и двусторонняя зависимость особенно велика» [42, C. 18].
Газовой отрасли присуща очень высокая специфичность инвестиций и активов, и, соответственно, высок риск оппортунистического поведения контрагентов. Например, после того, как осуществлены капиталовложения в строительство газопровода к потребителю, последний может требовать снижения цен, и продавец вынужден будет на это соглашаться для того, чтобы вернуть хотя бы часть вложенных средств – ведь никаким другим образом он не может использовать этот газопровод . Другой пример – поскольку газотранспортная и распределительная сети являются естественной монополией, производитель имеет дело только с одним потенциальным покупателем своего газа. В результате этого производитель газа находится под угрозой оппортунистического поведения — как только произведены инвестиции в поиск, разведку и добычу, сетевая монополия может отказаться от закупки газа в надежде добиться более благоприятных условий [3].
Этот риск оппортунистического поведения особенно ощутим в газовой отрасли в связи с ее высокой капиталоемкостью, ведь издержки любого из видов транспортировки природного газа (по газопроводам высокого давления или в виде СПГ в танкерах-метановозах) гораздо выше, чем при транспортировке нефти. В связи с необходимостью столь крупных и долгосрочных инвестиций встает вопрос обеспечения гарантий их возврата.
Согласно НИЭТ, в свойственных для газовой отрасли условиях высокой неопределенности, непрерывности трансакций и высокой специфичности активов наиболее эффективной формой организации является вертикальная интеграция. Хорошо видно, что если неоклассическая теория объясняет вертикальную интеграцию как реакцию на возникновение неразрывных технологических цепочек и свидетельство стремления фирмы к максимизации экономической прибыли (технологическая версия теории фирмы), то с позиции трансакционного подхода вертикальная интеграция объясняется как реакция на трудности регулирования продолжительных взаимоотношений, оформляемых посредством контрактов, т.е. как средство экономии на трансакционных издержках.
В том случае, если устройство институциональной среды не допускает использования вертикальной интеграции (например, при межгосударственных трансакциях), могут использоваться ее заменители – долгосрочные двусторонние контракты, при которых стороны остаются формально самостоятельными, а механизм цен дополняется различными формулами корректировок. При этом стороны остаются формально самостоятельными, хотя механизм цен в большей степени начинает дополняться механизмом корректировок объемов, цен и графиков поставок (формулы индексации).
Таким образом, вопреки постулатам «четырехэтапной модели», первая универсальная особенность газовой отрасли – ее склонность к вертикальной интеграции и к долгосрочным контрактам с жесткими обязательствами сторон.
Второй особенностью газовой отрасли является активное вмешательство государства в изменение ее институциональной структуры. Стратегический и социально-ориентированный характер газовой промышленности, ее инфраструктурная значимость, а также ее важная роль в формировании государственного бюджета обусловливают повышенное вмешательство государства в ее работу. Кроме того, это объясняется и естественно-монопольным характером активов газовой отрасли, создающих очень высокие барьеры входа, преодоление которых практически невозможно без вмешательства государства [33]. Вхождение государства в газовый сектор — косвенно, через специальные нормативные акты или прямо, через непосредственное участие — означает, что оценка рыночных сил и частной инициативы признается недостаточной для обеспечения важнейших национальных интересов.
Правительства всех стран имеют приоритеты направлений энергетической политики, которые требуют вмешательства в работу отрасли через регулирование, налоги, субсидии, инвестиции, национализацию/ приватизацию и т.д. Многообразие проблем приводит и к многообразию путей и способов государственного регулирования газового сектора. Однако в целом элементами энергетической политики практически любой страны мира являются [16, С. 75], [89]:
• достижение безопасности поставок энергоносителей, в том числе диверсификация поставок;
• повышение экономической эффективности и конкурентоспособности национальной экономики;
• обеспечение высокого уровня рентабельности в энергетическом секторе экономики и создание условий, привлекательных для инвесторов;
• сохранение определенного уровня государственного контроля за ситуацией;
• обеспечение стабильных бюджетных поступлений;
• развитие национального топливно-энергетического комплекса и рынка
• развитие национальной промышленности;
• управление политическими рисками;
• повышение экологических стандартов и эффективности энергопотребления
Эти приоритеты меняются со временем, и соответственно меняются направления осуществляемой государством трансформации институциональной структуры газового сектора.
Институциональные изменения – изменения, которые выражаются в появлении новых правил с соответствующими механизмами обеспечения их соблюдения, размывании и исчезновении старых действовавших правил, а также изменении структуры трансакций в рамках существующего набора правил (процедур) для их участников. Следует отметить, что институциональные изменения не всегда бывают позитивными — наряду с возможностями расширения границ обмена они таят в себе опасности размывания достигнутых уже результатов без формирования новых, более эффективных форм обмена [47].
Согласно НИЭТ, изменение институциональной структуры может осуществляться двумя путями:
• Изменение за счет «естественной» эволюции. Эволюционный вариант развития институтов заключается в легализации неформальных рамок, т.е. придании лежащим в их основе нормам силы закона и превращении этих рамок в формальные. Такой подход предполагает, что новые формальные институты возникают не на пустом месте, а в процессе трансформации существующих неформальных. Периферийные изменения в формальных или неформальных правилах обусловливают постепенные изменения во всей институциональной системе. Применительно к газовым рынкам, естественная эволюция – это постепенные изменения институциональной структуры, происходящие по мере накопления вторичных или добавочных изменений, прежде всего в составе производственно-технологических активов (расширение инфраструктуры, естественное старение и выбытие месторождений газа, и т.д.), а также институциональных изменений, таких как модификация контрактных принципов.
• Изменение за счет индуцированных «революционных» изменений. Индуцированные (привнесенные) изменения – это целенаправленные преобразования в институциональной среде, которые происходят в виде реформ. В этом случае происходит изменение нормативно-правовых основ, регулирующих формы и виды взаимодействия хозяйственных единиц и, в конечном счете, определяющих организационную структуру сектора. Попытки изменить формальные рамки предпринимаются обычно с ориентиром на уже известные образцы (либо в соответствии с некой идеальной моделью, либо в соответствии с институтами, существовавшими в прошлом, либо, чаще всего, по образцам, существующим в других странах – т.н. импорт формальных институтов, уже доказавших свою эффективность). При революционных изменениях, в отличие от эволюционных, преобразования ориентируются на достижение определенного результата, желаемая ситуация проецируется на общество. Еще одно отличие от эволюционного варианта развития заключается в необходимости политической воли для осуществления революционных преобразований. Здесь роль государства из чисто технической, сведенной к законодательной фиксации неформальных правил, превращается в главенствующую [35].
В газовой отрасли роль революционных преобразований чрезвычайно высока. Как отмечает В.А. Крюков, «особенности активов газового сектора – их идиосинкратический характер, особенно на стадии дальней транспортировки (чрезмерно высокая капиталоемкость и ее слабая эластичность по отношению к объемам транспортируемого газа), создают очень высокие барьеры входа. Преодоление этих барьеров,…сокращение негативного воздействия монополий на общественное благосостояние практически невозможны без индуцированной трансформации» [24, C. 65].
Четкое разделение двух этих процессов позволяет показать, например, что либерализация ряда зарубежных рынков газа, проведенная правительствами этих стран в 1980-1990-ые гг., не была естественным итогом эволюции рынков газа, как полагает «четырехэтапная модель», а «революционным» изменением, осуществленным государством. Именно государство, руководствуясь политическими и экономическими соображениями, выступило инициатором серьезных изменений в структуре газового рынка. При этом определяющими факторами этих изменений были глобальная парадигма государственного регулирования и приоритеты энергетической политики.
Таким образом, критический анализ зарубежного подхода к исследованию рынков природного газа, проведенный с позиций НИЭТ, показал несостоятельность ряда его выводов. Это ставит задачу выработки нового метода исследования эволюции газовых рынков, учитывающего институциональные особенности газовой отрасли.

1.2. Метод комплексного исследования эволюции рынков природного газа

В данной работе был осуществлен синтез отечественного системного подхода к изучению структуры и свойств газовой отрасли с зарубежными исследованиями рынков газа и методами новой институциональной экономической теории. Из зарубежного подхода была заимствован метод выделения этапов эволюции и введения их единообразных характеристик (институциональная структура, степень государственного вмешательства, типы контрактов на каждом этапе), из отечественного подхода был взят сам принцип выделения этапов по степени интеграции газотранспортной инфраструктуры.
Эти позволило выделить следующие этапы: локальный рынок, национальный рынок, межстрановые и трансконтинентальные рынки. В отличие от «четырехэтапной модели», не имеющей четких критериев, отделяющих отдельные этапы, в предлагаемом методе определены следующие качественные и количественные признаки этапов:
— производственные, связанные с особенностями газотранспортных активов отрасли. На начальном этапе эволюции осуществлялось парное взаимодействие производителя и потребителя (объемы рынка – несколько миллиардов кубометров газа), затем стали формироваться системы газопроводов на региональном уровне, достигшие своего расцвета при образовании национальных систем газоснабжения (емкостью в десятки-сотни миллиардов кубометров), следом появились парные межгосударственные газопроводы большой протяженности и большого диаметра, объединившие рынки объемами в несколько сотен миллиардов кубометров, и, наконец, началась интеграция межгосударственных газопроводов в трансконтинентальные системы с суммарной емкостью рынка более триллиона кубометров газа.
— институциональные, характеризующие изменение институциональной структуры отрасли на каждом этапе: локальные монополии сменились национальными, затем стали развиваться хозяйственные отношения между национальными монополиями отдельных стран, а потом началась интеграция крупных транснациональных компаний.
— контрактные, связанные с появлением новых контрактных форм: чрезвычайно долгосрочные жесткие контракты франшизы и контракты «на истощение» сменились менее продолжительными контрактами типа «take-or-pay» с различными видами ценообразования, и затем начали дополняться краткосрочными спотовыми контрактами.
Кроме того, в соответствии с НИЭТ для целей анализа разделяются эволюционные и революционные изменения институциональной структуры. Это позволяет показать, что в развитии газовых рынков на процесс их естественной эволюции «накладывались» индуцированные преобразования, проводимые правительствами в соответствии с преобладающей идеологией, определяющей степень государственного вмешательства в экономику. Два этих процесса исследуются отдельно.
Далее предложенный комплексный метод был проверен институциональным анализом фактического хода векового развития крупнейших и наиболее старых зарубежных рынков газа — рынков США, Канады, и Японии, а также стран бывшего СССР и России.

1.3. Формирование локальных рынков на начальном этапе эволюции рынков природного газа

На первой стадии развития газовых рынков (в основном — до 30 гг. XX в.) широкое использование природного газа сдерживалось отсутствием надежной технологии транспортировки на дальние расстояния. В XIX в. газ использовался в основном как источник освещения, при этом природным газом могли пользоваться только в городах, расположенных вблизи источников газоснабжения. Так стали появляться не связанные друг с другом трубопроводы, проложенные между отдельным газовым месторождением и одним городом или крупным потребителем газа.
Сфера транспортировки на первом этапе развития газового рынка была наиболее узким местом всей отрасли. Развитие необходимой инфраструктуры только начиналось. В этот период объемы газового рынка были незначительны, и число его участников — невелико. Поскольку развитие газовой инфраструктуры тормозилось отсутствием соответствующей технологии, рынок сбыта был географически ограничен.
Чтобы минимизировать издержки формирования «стартовой» газовой инфраструктуры, требовалось, чтобы потребители газа были крупными и единичными (промышленность) или агрегировали значительный спрос в рамках малой территории (крупные города), поскольку в этом случае реализуется эффект концентрации, связанный с преимуществами поставок одному крупному потребителю, а не множеству мелких и средних (экономятся средства вследствие отсутствия необходимости создавать дополнительно инфраструктуру газораспределения, повышается надежность газоснабжения из-за уменьшения риска и т.п.). При таком ограниченном круге участников сделки росла их взаимная зависимость [35].
Первым газовым компаниям требовались значительные капиталовложения для строительства газоперерабатывающих заводов и для прокладки распределительных газопроводов. Инвестирование в газовую отрасль считалось рискованным, в первую очередь из-за угрозы оппортунистического поведения контрагентов, который мог привести к потери вложенных инвестиций. Связанный с этим риск, всегда в той или иной степени присущий газовому бизнесу, далее в работе называется «инвестиционным риском».
Для того, чтобы избежать оппортунистического поведения со стороны потребителей, компании заключали договора-франшизы на предоставление услуг на данной территории, согласно которым они получали эксклюзивное право на установку, эксплуатацию и техническое обслуживание своего оборудования. Указанный договор гарантировал, что ни одна другая газовая компания не будет иметь аналогичных прав на той же территории. Такие условия снижали инвестиционный риск, и газовые компании получали возможность привлекать необходимый капитал [36, С. 141-142].
Таким образом, высокая специфичность инвестиций определяла вертикально интегрированную структуру газовых компаний, чрезвычайно долгосрочный характер контрактов с потребителями (на срок от 20 до 40 лет) и необходимость обеспечения гарантий окупаемости вложенных инвестиций за счет эксклюзивных прав на поставки. При такой институциональной структуре газовой отрасли производство, транспортировка и распределение газа осуществлялись одной компанией (см. рис. 1).

Рис. 1. Первый этап эволюции газовых рынков – вертикально-интегрированные локальные монополии
На начальной стадии развития рынка цена на газ определялась исходя из экономики отдельных газовых проектов, разрабатываемых независимо друг от друга. Поэтому цены отдельных контрактов не были связаны между собой. Конкуренция между газовыми компаниями отсутствовала в связи с фрагментарностью сети.
Государственное регулирование в этот период было незначительным – вплоть до 30-х годов ХХ столетия практически всеми странами разделялся выдвинутый ещё в начале восемнадцатого века принцип невмешательства государства в экономику — «laissez-faire». В основном фрагментированные монополии регулировались на уровне муниципалитетов. Примерами такой структуры могут служить газовые рынки США в период 1821-1930 гг., Великобритании в 1830-1948 гг. и Японии в 1950-1960 гг.
История добычи и использования природного газа в начале ХХ века в значительной мере определялась США, на чью долю приходилось более 95% мировой добычи и использования природного газа в 1930-ые годы. Первые сведения о коммерческом использовании газа в Северной Америке относятся к 1821 г., когда газ стали применять для освещения во Фредонии (штат Нью-Йорк). В это время уголь составлял около 1% энергопотребления в США, остальные 99% приходились на дрова. Газ продолжали стихийно использовать весь ХIX в., однако отсутствие необходимой инфраструктуры позволяло снабжать только очень ограниченные рынки. Первый газопровод в Питсбург был построен в 1883 г. К этому времени нефть и газ вместе составляли лишь около 1% первичного энергопотребления в США, но вскоре их доля стала резко увеличиваться. К 1900 г. США добывали около 10 млрд. м?.
До 1930-х гг. в США газовая промышленность состояла в основном из нескольких не связанных друг с другом трубопроводных сетей, при этом трубопроводные сети и предприятия по добыче газа и его распределению были вертикально интегрированы. В конце ХIX в. в некоторых регионах США появилось несколько газовых компаний, развернувших ценовые «войны», которые продолжались до тех пор, пока не оставалась только одна компания, которая затем взвинчивала цены до непомерных высот с целью компенсировать убытки. Государственные власти вынуждены были принять решение развивать право муниципальной собственности на коммунальные услуги и вводить муниципальный надзор за службами, находящимися в частном владении [36, С. 144-145].
В Великобритании в первые годы своего существования газовая промышленность также была сильно фрагментирована и состояла из 1046 компаний, находившихся в частной или муниципальной собственности, распределение носило локальный характер.
В Японии, где собственные запасы газа очень малы, газовая промышленность стала развиваться позднее, чем в США и Великобритании. Она формировалась из отдельных региональных вертикально интегрированных компаний (всего около 245 компаний), каждая из которых сама производила синтетический либо природный газ. Эти компании имели эксклюзивные области поставок, однако в границах этих областей обязаны были снабжать всех потребителей [83].
Итак, первую стадию эволюции газовых рынков можно кратко охарактеризовать как период формирования локальных рынков, регулирование которых осуществлялось в основном на местном уровне.

1.4. Развитие национальных рынков на втором этапе эволюции рынков природного газа

В 1920-30 гг. в газотранспортном сегменте произошел технологический прорыв — появились новые технологии в металлургии, которые позволили создавать надежные трубопроводы больших диаметров для дальней транспортировки газа. В 1925 г. был построен первый 200-км газопровод из Луизианы в Техас. С этого момента началось бурное расширение инфраструктуры – шла географическая экспансия, росло число инфраструктурных проектов, началась их интеграция.
Начался второй этап эволюции газовых рынков – формирование газовых рынков отдельных стран, характеризующаяся резким расширением основных фондов отрасли. Уже в начале второго этапа (к 40-м гг. XX в.) природный газ, выступавший вначале в силу его физических особенностей как местное топливо, приобрел национальное значение.
Ресурсная база в большинстве стран в это время находилась в стадии растущей добычи. В период расширения газовой промышленности было открыто большинство крупных объектов, поскольку, как правило, гигантские и крупные месторождения легко обнаруживались стандартными методами геологической разведки [25]. За счет преобладания добычи на крупных месторождениях, на экономическую эффективность работ наиболее ощутимое влияние оказывал эффект экономии от масштаба.
Отдельные газопроводы, соединявшие производителей и потребителей, стали объединяться в газотранспортные системы. При этом системы транспортировки и распределения газа расширялись с тем, чтобы достичь новых источников поставок и новых групп потребителей. В бытовом секторе (использование газа для отопления и для приготовления пищи) газ стал более привлекательным по сравнению с различными видами твердого топлива и нефтепродуктами в силу удобства использования, хранения и экологических преимуществ. В промышленности после второй мировой войны началось широкое использование природного газа в процессах нагрева (например, плавка стекла или обжиг керамики), производства пара и горячей воды, и в качестве химического сырья.
Быстрый рост спроса на газ в 20-30 гг. XX в. при отсутствии государственного регулирования привел к тому, что компании, занимающие доминирующее положение на рынке, получили возможность влиять на процесс ценообразования, добиваясь наиболее выгодных для себя цен и монопольных прибылей. В соответствии с присущей газовой отрасли тенденцией к вертикальной интеграции разрозненные местные газовые монополии стали объединяться, формируя мощные холдинги.
Государство вынуждено было проявлять политическую волю в разрешении этого конфликта. На выбор новой модели рынка повлияло распространение кейнсианской доктрины государственного регулирования, сформировавшейся после экономического кризиса 1929 – 1933 гг., который привел к пониманию того, что для обеспечения стабильности рыночный механизм необходимо дополнить мерами государственного регулирования экономики. Следует отметить, что применение кейнсианской доктрины привело к введению жесткого административного регулирования во всех секторах экономики, а не только в газовой отрасли.
А.А. Бесчинский высказывает гипотезу о том, что «роль и соотношение процессов «огосударствления» и приватизации в странах рыночной экономики изменяются во времени: в период ухудшения экономической конъюнктуры усиливаются процессы огосударствления … в фазах подъема активизируются процессы либерализации и приватизации в экономике. Так, в 1920-1950 гг. (фаза спада большого цикла Кондратьева) в Европе и США значительно возросло воздействие государства на экономическую жизнь, усилились процессы огосударствления (широкое развитие в Европе государственных и смешанных предприятий, особенно в нефтяной и газовой промышленности; экономическая политика Рузвельта, создание энергетических комплексов Теннесси и Боневилля, введение регулирования цен на природный газ и др. – в США)» [15, С. 204].
Применение данной доктрины к газовой отрасли привело к введению жесткого регулирования на государственном уровне, причем на этом этапе институциональное устройство характеризовалось, с одной стороны, высоким уровнем прямого вмешательства государства и сильной «зарегулированностью» (государство регулировало отпускные цены у производителей, розничные цены и ), а с другой стороны, нормативно-правовая база была слабо развита и многие аспекты деятельности регулировались в административном порядке. Государство на данном этапе стремилось способствовать расширению газовой инфраструктуры, увеличению доли энергии, произведенной на газе и освоению газовых ресурсов страны. Поэтому политика в газовой отрасли состояла в создании условий для освоения ресурсов, введении льгот и стимулов, позволяющих инвесторам идти на больший риск. Таким образом, роль государства характеризовалась патернализмом, масштабными инвестициями и административным регулированием. Во многих странах это привело к возникновению национальных монополий.
Институциональная структура отрасли представляла собой национальные вертикально-интегрированные компании. В некоторых случаях, при наличии благоприятных национальных особенностей, появлялась конкуренция в добыче (рис. 2).

Рис. 2. Второй этап эволюции газовых рынков – национальный рынок
Развитие газовой промышленности привело к появлению новых контрактных форм взаимодействия между участниками рынка. Однако все виды контрактов были схожи в одной характеристике – в своей продолжительности, способствовавшей, наряду с вертикальной интеграцией, снижению инвестиционных рисков. Поскольку освоение новых месторождений газа происходило в условиях отсутствия сформированной газотранспортной системы, контракты должны были предусматривать длительный период максимальной добычи в целях оптимальной загрузки трубопроводов и полной окупаемости инвестиций в проект. Кроме того, газовые проекты на этой стадии были в основном крупномасштабными (с точки зрения объемов капиталовложений и транспортировки газа на большие расстояния), чем объясняется большой разрыв во времени от момента заключения контракта до начала поставок газа. И, наконец, повышенная капиталоемкость проектов при высокой специфичности инвестиций влекла за собой требование гарантированности рынков сбыта. От устойчивости контрактных отношений, возможности планировать на достаточно продолжительный период времени, зависели результаты функционирования отрасли в целом. В совокупности эти факторы привели к тому, что на данном этапе развития газовых рынков преобладали долгосрочные контракты (сроком на 20-25 лет).
Долгосрочный характер контрактов, гарантирующих объемы продаж в течение всего (или большей части) срока разработки месторождения газа, давал возможности для привлечения заемного финансирования, в качестве обеспечения которого выступала будущая выручка от реализации проекта. Такая схема минимизировала риски долгового финансирования и стоимость заемных средств, то есть финансовые издержки реализации проекта.
Жесткая привязка продавца и покупателя на долгие годы требовала от участников сделки сбалансированного распределения рисков. Заключаемые долгосрочные контракты носили индивидуальный характер, при этом возникло несколько основных видов таких контрактов, в зависимости от механизма распределения трех принципиально различающихся рисков (по классификации Всемирного банка [97]): геологического, объемного и ценового.
Геологический риск. На этом этапе развития газового рынка известны два основных способа распределения этого риска: или он принимается покупателем в контракте «на истощение» («depletion»), когда покупатель согласен купить весь газ с заявленного месторождения; или же геологический риск принимается продавцом в контракте «поставки» («supply»), когда продавец согласен поставлять заявленный объем газа в течение определенного количества лет, однако есть риск, что запасы окажутся больше, и часть газа останется непроданной (но в реальности этот риск не очень велик, т.к. обычно контракты могут быть расширены).
Объемный риск. В этот период обычно принимается покупателем в долгосрочных контрактах типа «take-or-pay» («бери и/или плати», контракты с безусловной оплатой) — покупатель гарантирует приобретение большей части (80-90%) поставляемого газа, независимо от того, может ли он реально использовать этот объем или нет. Иными словами, дается гарантия оплаты существенной части газа независимо от того, есть ли на него спрос тогда, когда он уже доставлен. Это условие ограничивает объемные риски продавца, являясь при этом гарантией газа покупателю. В такой сделке продавец соглашается пожертвовать своей будущей возможностью найти других покупателей газа в обмен на обещание покупателя продолжать брать газ. Жертвой со стороны покупателя является его отказ от возможности сократить в будущем свои закупки газа ниже определенного уровня. Однако в контрактах типа «take-or-pay» геологический риск уже переносится на газовые компании.
Ценовой риск. Ценовой риск на этом этапе принимался покупателем, который обязывался весь срок действия контракта оплачивать продавцу некую фиксированную минимальную цену газа («floor price»). Обычно эта минимальная в контрактах определялась по формуле «издержки плюс» («cost+»): все издержки (разведки, обустройства, добычи, и транспортировки) плюс налоги плюс приемлемая рентабельность, что гарантированно покрывает все затраты производителя.
Примерами стремительного развития регулируемой государством газовой промышленности на второй стадии эволюции газовых рынков могут служить США в период 1938-1952 гг., Канада до 1954 г., страны Европы до 1965 г., Япония в 1960-1969 гг.
В США в начале ХХ в. мелкие компании, которые не могли выстоять в конкурентной борьбе на рынке освещения, начали сливаться или объединяться друг с другом. В 1930-х гг. в процессе реорганизации отрасли, проведенной государством для борьбы с крупными холдингами-монополистами, диктовавшими цены, было осуществлено вертикальное дробление – трубопроводные сети, добывающие и газораспределительные предприятия были разделены между различными частными владельцами. Компании стали специализироваться на добыче, транспортировке или распределении газа, при этом в сфере добычи существовала конкуренция, а транспортировка и распределение природного газа осуществлялись под жестким государственным контролем. А в 1938 г. с принятием закона о природном газе (Natural Gas Act) было введено государственное регулирование цен на газ и деятельности газовых компаний. При этом регулирование постепенно усиливалось по мере введение новых регулирующих институтов [53].
В период Второй Мировой войны, когда США угрожала нехватка энергоресурсов, газовая промышленность США испытала бурный рост, который отличался крайней неравномерностью развития различных ее секторов. Добыча стала обгонять возможности трубопроводов, что вызвало дефицит в ряде регионов и хаотические скачки цен. Созданная в 1938 г. Федеральная энергетическая комиссия Federal Power Commission (FPC) следила за тарифами трубопроводных сетей, но не за ценами производителей, и отвечала отказами на требования многих компаний, в том числе и газодобывающих, установить предельные показатели цены отпускаемого с промыслов газа. Доводом FPC были ее нечетко прописанные полномочия в законе о газе 1938 г. The National Gas Act (NGA).
В 1954 г. Верховный суд США постановил, что функции FPC должны охватывать регулирование и газопроводов, и цен на газ у устья скважины. Этот вердикт, получивший известность как «решение Филипса», гласил, что первоочередной задачей комиссии является «защита потребителей от эксплуатации со стороны газовых компаний». В результате в Соединенных Штатах возникла система централизованного контроля над отраслью, которая просуществовала в неизменном виде почти четверть века. FPC регулировала цены на газ, который добывающие компании продавали транспортным компаниям по тарифам, которые определялись Федеральной Энергетической Комиссией в результате сложных расчетов издержек по каждому месторождению. Транспортные компании в свою очередь продавали газ, также по регулируемым ценам, местным распределительным сетям. Тарифы этих дистрибьюторов также регулировались в административном порядке, но уже на уровне отдельных штатов. Большинство поставок шло по долгосрочным контрактам «take-or-pay» с фиксированной ценой, рассчитанной на основе ценообразования «издержки-плюс» [85]. Такая структура избавила рынок от чересчур бурных перепадов цен и позволила потребителям покупать газ по приемлемым ценам, однако с течением времени породила новое противоречие. У добывающих компаний не было никакого стимула вкладывать средства в разведку и наращивать запасы на перспективу.
В Великобритании в процессе проведенной в 1948 г. национализации все мелкие компании были объединены в 12 Региональных Управлений (Area Board) по газоснабжению, а также был создан Совет по газу (Gas Council), который выполнял функцию канала связи с правительством и мобилизации финансовых ресурсов для Региональных Управлений по газоснабжению. На дальнейшие изменения структурной организации газовой отрасли Великобритании повлияло открытие в конце 1960-х гг. значительных запасов газа в Северном море, приведшее к массовому переходу потребителей на газовое топливо и к созданию национальной газотранспортной системы высокого давления [101].
Развитие национальной газотранспортной системы привело к дальнейшей централизации управления отраслью. В соответствии с принятым в 1972 г. Законом о газе (Gas Act) Совет по газу был преобразован в Британскую газовую компанию – British Gas Corporation — BGC, включившую в себя газотранспортную сеть и Региональные управления по газоснабжению. Эта вертикально интегрированная государственная компания получила монопольные права на продажу газа потребителям и монопсонию на приобретение газа, добываемого в британском секторе Северного моря. В результате этих изменений газовая отрасль, существовавшая ранее как совокупность местных и региональных предприятий по производству и распределению газа, превратилась в высокоцентрализованную систему, обеспечивающую закупки, транспорт и распределение газа, добываемого из месторождений в Северном море. Эта высшая точка централизации управления газовой промышленностью Великобритании сопровождалась успешной экспансией газа на внутренних рынках страны и газификацией основных ее территорий.
Традиционно производители в Великобритании заключали долгосрочные договора поставки типа «take-or-pay» или, чаще, контракты «depletion» («на истощение»), согласно которым BGC покрывала долю в финансировании затрат производителя на развитие месторождения в обмен на обеспечение будущих поставок газа по фиксированным ценам [86, 87].
BGC занимала монопольное положение по всей цепочке поставок газа. Только сфера производства была открыта для конкуренции, и в ней доминировали международные нефтяные компании, которые наряду с самой BGC осуществляли добычу газа примерно на 60 морских месторождениях в Северном море. Добываемый ими газ продавался BGC как монопольному покупателю газа, владельцу газотранспортной системы страны и монопольному поставщику газа на ее рынок. При этом BGC очень жестко диктовала производителям цены и другие условия контрактов.
Газовая промышленность стран континентальной Европы в основном стала формироваться после открытия крупнейшего месторождения Гронинген (Нидерланды) в конце 1960-ых гг. [41, C. 145]. В ряде стран (Германия, Италия) разрабатывались собственные ресурсы газа. Характерные сложности развития столь капиталоемкой отрасли привели к высокой роли государства в формировании ее структуры. На национальном уровне были созданы монопольные структуры, обеспечивавшие импортные поставки газа и развитие газотранспортных систем (Gas de France во Франции, SNAM в Италии, Distrigaz в Бельгии и т.п.). Там, где официально монопольные права не были предоставлены, они де-факто реализовывались при поддержке государства – так, в Германии действовали соглашения о разграничении зон обслуживания различных поставщиков газа, а в важнейших сферах импорта газа фактически монопольное положение занимал Ruhrgas. В большинстве стран распределение развивалось региональными и местными властями в виде местных газораспределительных монополий. Но некоторые страны, например, Франция, и Испания предпочли интегрировать распределение с газотранспортной монополией.
Как показывает проведенный анализ, на стадии развития национальных рынков выявляются заметные различия в институциональном устройстве, которые не учитываются «моделью четырехэтапного развития» (см. табл. 4). Институциональную структуру газовой отрасли в конкретной стране во многом определяют специфические условия, характерные для данной страны, при этом основную роль играют:
• Размеры месторождений, которые определяют размеры и количество фирм, действующих в сфере добычи. Так, в США абсолютное большинство газовых месторождений – мелкие и средние по запасам, и в добывающем секторе еще до либерализации действовало более 8000 компаний. В Великобритании добыча осуществлялась на средних и крупных месторождениях примерно 40 крупными фирмами. В большинстве стран континентальной Европы число производителей ограничено, а в некоторых странах при практическом отсутствии собственной добычи сформировались компании, которые занимались только импортом, транспортировкой и распределением газа (например, Бельгия, Греция, Финляндия).
Следует отметить, что в России основными источниками газа являются крупные и гигантские месторождения, сосредоточенные практически в одном регионе и имеющие сопоставимые затратные характеристики.
• Удаленность месторождений от потребителей. Расстояния между месторождениями и основными районами потребления, а также степень диверсификации поставок газа из разных источников определяет протяженность и структуру системы магистральной транспортировки газа в каждой стране: в США производство и потребление газа осуществлялись в основном в пределах одного штата, что позволило создавать конкурирующие газопроводы. В Великобритании месторождения сосредоточены в одном

Таблица 4
Национальные различия в институциональной структуре газовой отрасли (данные на 2001 г.)
Страны Производство Транспортировка
(сетевой газ, СПГ) Распределение
США 40 крупнейших производителей, в общей сложности – 8000 48 магистральных газопровода Сотни ГРО
Великобритания Нефтяные компании, British Gas, всего 40-50 производителей British Gas (до 1997)
BG TransCo (с 1997 г.) British Gas (до 1997)
Centrica (с 1997 г.)
Франция ELF Gas de France (государственная) Gas de France и 15 ГРО
Италия AGIP (ENI) SNAM (ENI) (госуд.),
Edison, SGM Муниципалитеты, Italgas (всего 813 ГРО)
Нидерланды NAM, Mobil, ELF, Placid и т.д. Gasunie (частно-госуд.) Муниципалитеты (всего 35 ГРО)
Бельгия нет Distrigaz (частно-госуд.) 4 государственные и 19 смешанных ГРО
Германия BEB, Wintershall, Mobil – всего 18 производителей Ruhrgas, BEB, Wintershall и еще 16 компаний Муниципалитеты (всего 673 ГРО)
Япония н/д Электроэнергетические компании, Tokyo Gas, Osaka Gas, Toho Gas, Saibu Gas Tokyo Gas, Osaka Gas, Toho Gas, 242 ГРО
Источники: [20], [83].

регионе, удаленном от потребителей, поэтому конкуренция газопроводов была неэффективна, и действует один оператор газотранспортной системы.
В России большая часть газа добывается на очень значительном расстоянии от мест его потребления, при этом основной газодобывающий регион связан с основным регионом потребления всего тремя, но очень мощными газотранспортными системами. Для России характерна высокая протяженность и низкая территориальная плотность системы газоснабжения, высочайший в мире уровень концентрации мощностей, низкая степень ее диверсификации, отсутствие структурной избыточности и недостаточная гибкость, что не благоприятствует развитию конкуренции в транспортировке газа [9, C. 107].
• Особенности институциональной среды. Важнейшую роль в организации газовой отрасли играют форма государственного устройства, правовая система, и национальные традиции. Так, например, для США и Германии характерны сильные традиции федерализма, что способствовало развитию самостоятельных газовых компаний в федеральных землях и штатах, в то время как во Франции и в России исторически превалирует тенденция к централизации и дирижизму, что отражается в развитии чрезвычайно централизованных национальных газовых компаний.
Кроме того, на организацию газовых рынков влияют особенности той правовой системы, в условиях которой она формируется. В настоящее время в мире насчитывается до десятка правовых традиций: романо-германская правовая семья, общее (англосаксонское) право, мусульманское право и т.д. Каждое из них характеризуется особым взглядом на проблему прав собственности и на процедуру их установления [35, C. 108-113]:
Таким образом, можно сделать вывод, что не существует единого для всех стран «образца» институциональной структуры газовой отрасли. Таблица 4 демонстрирует радикальные различия в структуре газовых рынков: по числу производителей и транспортировщиков газа (в США тысячи добывающих компаний и десятки магистральных трубопроводов, в то время как в европейских странах число производителей и магистральных линий ограничено), по преобладающей форме собственности (частная во всех звеньях газовой цепи США, практически полностью государственная во Франции, смешанная во многих звеньях в Нидерландах, Бельгии), по степени вертикальной интеграции (слабая – в США, Нидерландах, Бельгии; сильная – во Франции; до реформирования была очень сильна в Великобритании; средняя в Германии и Италии).
Анализ опыта зарубежных стран дает основания считать, что при развитии внутреннего рынка газа в России необходимо учитывать специфические российские условия – крупные размеры и географическую концентрацию основных месторождений, топологию газотранспортной системы, затрудняющую развитие конкуренции, и институциональные традиции сильной централизации, не благоприятствующие развитию эффективной конкуренции в добыче и транспортировке газа.
Одновременно эти свойства дают уникальной Единой системе газоснабжения (ЕСГ) бывшего СССР ряд преимуществ, поскольку она формировалась на основе общего для всех принципа оптимальности, что позволяет ее добывающим, транспортирующим и резервирующим элементам работать во взаимосвязанном технологическом и экономическом режиме [17] и делает ЕСГ лидером данного этапа.

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 Францию [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. м? по сравнению с современными 140-240 $/тыс. м?), 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

Теги: , , , , , , , |Рубрики: Зарубежный опыт | Комментарии к записи Основные тенденции эволюции зарубежных рынков природного газа — Глава 1 отключены

Комментарии закрыты