Основные тенденции эволюции зарубежных рынков природного газа — Глава 2

03.09.2007
Автор: Татьяна Митрова
Дата публикации: 02.12.04

Глава 2. Анализ либерализации зарубежных рынков природного газа

2.1 Причины и механизмы либерализации газовых рынков

Хронологически после завершения 3 этапа на наиболее развитых газовых рынках зарубежных стран начался наиболее противоречивый период либерализации, который «четырехэтапная модель» считает заключительным, четвертым этапом эволюции газовых рынков. Далее с позиции предложенного в Главе 1 комплексного метода исследования проведен детальный анализ либерализации, и показано, что она не является этапом эволюции газовых рынков, а представляет собой результат «революционного» вмешательства государства.
Государственное регулирование в течение долгого времени обеспечивало необходимую газовой отрасли стабильность и способствовало активному развитию инфраструктуры. Однако регулирующему органу сложно определять тот оптимальный уровень цен на газ, который с одной стороны обеспечивал бы для газовой монополии достаточный уровень доходности для поддержания и расширения добычи и развития газотранспортной сети, а с другой стороны заставлял компанию повышать эффективность и сокращать . На практике у компании-монополиста обычно отсутствовали стимулы для повышения эффективности работы отрасли. Кроме того, государство, обладая таким мощным рычагом воздействия на экономику, как регулируемая газовая отрасль, в конце концов попадало в одну из крайностей:
• Либо удерживало слишком низкие цены на газ для стимулирования роста других секторов экономики. В такой ситуации газовая компания вынуждена расплачиваться социально-политическими обязательствами за свои преимущества монополиста и близость к государству. Через определенное время такая практика приводит к дефициту газа из-за недостатка инвестиций, как это произошло, например, в США в 1970-ые гг., когда начались массовые отключения, в том числе социальных объектов, и было введено законодательное ограничение на использование газа на электростанциях.
• Либо завышало цены на газ, для последующего перераспределения монопольной сверхприбыли на социальные нужды. Этот подход ведет к высоким ценам на газ и вызывает недовольство потребителей, чья продукция из-за этого становится менее конкурентоспособной, что произошло, например, в странах .
Этот период снижения эффективности работы отрасли совпал с распространением в начале 1980-х гг. либеральной доктрины, ярким примером которой стала политика правительств Рейгана и Тэтчер, предусматривавшая резкое уменьшение государственного регулирования во всех секторах. Хотелось бы отдельно подчеркнуть, что до 1980-х гг. в США, Канаде, Великобритании, Франции, Бельгии, Нидерландах, Японии и других странах прямое государственное регулирование осуществлялось не только в газовой отрасли, но и в целом ряде других отраслей экономики: во всех отраслях общественного пользования (электроэнергетика, газ, транспорт, связь, водоснабжение, телекоммуникации и т.д.), регулировались также цены на целый ряд сельскохозяйственных продуктов, а во Франции — и на большую номенклатуру промышленной продукции.
Переход к либеральной модели привел к одновременному отказу от регулирования в большинстве этих отраслей, что ставит под сомнение гипотезу «четырехэтапной модели» о том, что переход к свободной конкуренции являются итогом естественного развития газовой отрасли. Если бы это было так, переход к конкуренции в газовой отрасли не совпадал бы по времени с дерегулированием всех остальных отраслей и не произошел бы почти одновременно во многих странах с совершенно разными газовыми. В данной ситуации можно говорить об индуцированном изменении институциональной структуры газовой отрасли. Произошла «революционная» замена жесткого государственного регулирования, на конкуренцию, призванную обеспечить эффективность использования созданных ранее основных фондов отрасли.
Начавшиеся с 1980-х гг. активные процессы трансформации институциональной структуры газовой отрасли, направленные на формирование конкурентного рынка газа, раньше всех охватили США и Канаду (1984-1995 гг.), следом аналогичный рынок был создан в Великобритании (1985-1998 гг.), Австралии и Новой Зеландии, Аргентине (1992-1998 гг.). С 1995 г. идет процесс либерализации газового рынка в Японии, а с 1998 г. – в странах ЕС.
Государство с целью развития конкуренции стало проводить кардинальные преобразования. Основные принципы и условия дерегулирования газовых рынков в этих странах были следующими [99]:
— отказ от государственного регулирования отпускных цен производителей и цен на оптовом рынке газа, при этом государство продолжает регулировать розничные цены у бытовых потребителей и цены на транспортные услуги;
— приватизация государственных холдингов и разделение естественно монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности газотранспортных компаний (т.е. разделение функций транспортировщика и поставщика ) при сохранении жесткого регулирования естественно-монопольного сегмента, включающего тарифное регулирование;
— предоставление крупным потребителям права выбора поставщика;
— стимулирование в различных формах вхождения новых участников на потенциально конкурентные сегменты рынка;
— введение недискриминационного стороннего доступа к газотранспортным системам для потребителей, производителей, трейдеров и поставщиков, что позволяло перейти к системе, при которой у участников газового рынка есть возможность покупать газ непосредственно у производителей. третьей стороны к магистральным газопроводным сетям предполагает, что владелец транспортных активов выполняет только роль транспортной компании, предоставляющий набор соответствующих транспортных услуг, не связанных с последующей реализацией газа. В качестве транспортных активов, к которым необходимо предоставлять доступ, рассматриваются наземные и подводные газопроводы, распределительные сети, терминалы, получающие сжиженный природный газ, хранилища и т.д. Соответственно, сторонами, на которые возлагается обязанность предоставлять доступ, могут быть газотранспортные компании, распределительные компании, и, что встречается реже, производители газа. Основная проблема в связи с доступом третьей стороны состоит в отсутствии для владельца этих мощностей стимула предоставлять доступ на недискриминационной основе в том случае, если он одновременно может выполнять функции поставщика газа.
— создание условий, способствующих расширению вторичной торговли транспортными мощностями и мощностями подземных газохранилищ (ПГХ) — перепродажа зарезервированных мощностей.
— обеспечение высокой прозрачности рынка через установление публично доступных информационных источников, предоставляющих данные относительно объемов поставок, спроса, наличия мощностей, цен и т.д.
При дерегулировании, как видно из рисунка 4, физические потоки газа остаются практически неизменными, а в финансовые трансакции вовлекается большее число участников.
Следует еще раз подчеркнуть активную роль государства в проведении дерегулирования – оно производилось в условиях активного сопротивления газовых компаний. Этот факт подтверждает, что внутри самой отрасли предпосылки для перемен еще не созрели, то есть можно говорить не об эволюционном, а о революционном, индуцированном характере институциональных изменений, связанных с либерализацией газовых рынков.

Рис. 4. Изменение институциональной структуры газовых рынков в результате либерализации
На данном этапе нагрузка на регулирующие органы не уменьшается, а возрастает, при одновременном смещении акцентов деятельности от прямого регулирования цен к разработке правил функционирования отрасли. Наиболее ответственным вопросом в этой связи служат нормы, касающиеся механизма предоставления доступа к газопроводам. После проведения либерализации государство регулирует только структуры, остающиеся монополиями, во всех конкурентных сегментах происходит отказ от прямого регулирования.
Некоторые страны пошли дальше. В США в 1995-2003 гг. (в некоторых штатах) и в Великобритании в 1998-2001 гг. произошел переход к полностью конкурентному рынку газа — даже мелкие потребители получили право выбора поставщика (см. рис. 5).

Рис. 5. Изменение институциональной структуры газовых рынков при развитии полностью конкурентного рынка
Следует отметить, и это признает большинство экспертов, что дерегулирование является лишь одним из факторов, содействующих развитию конкуренции, но без избытка как самого товара, так и транспортных мощностей системы, конкуренцию обеспечить сложно [99]. Основным условием конкуренции является превышение предложения над спросом. США, Канада и Великобритания имели в этом смысле наиболее благоприятные условия. Следует особо отметить, что либерализация газового рынка во всех рассматриваемых странах проводилась в момент растущей добычи и относительного избытка, вернее, неполной загрузки газодобывающих и газотранспортных мощностей, унаследованных от периода государственного регулирования.
Конкуренции благоприятствовала производственная база этих стран: США насчитывает несколько тысяч производителей газа [92], которые конкурируют друг с другом, при этом географическое распределение месторождений благоприятно для потребительских рынков. В Великобритании также имеется значительное число производителей, которые вынуждены продавать газ на высоко-конкурентном и нестабильном рынке даже при низких ценах из-за технических особенностей их месторождений (попутный газ, малая гибкость поставок) [99].
Важен также высокий, можно даже сказать, избыточный, уровень развития инфраструктуры. Степень интеграции газотранспортной сети к моменту проведения либерализации в некоторых странах была настолько высока, что, в США, например, для организации конкуренции между любыми газопроводами достаточно было построить ответвление к уже имеющимся в радиусе всего лишь 100 миль [3].
В рамках «четырехэтапной модели», ставшей «идейной базой» либерализации, именно наличие такой разветвленной конфигурации газотранспортной сети, развитых информационных и контрольных систем на всех этапах газовой цепочки считается объективной предпосылкой перехода к конкурентной организации рынка газа [24]. Это аргументируется тем, что формирование базовой инфраструктуры завершено, и соответствующие инвестиции уже окупились. В результате амортизации газотранспортной системы снижается специфичность активов. Таким образом, предполагается, что по мере увеличения источников поставок и развития инфраструктуры должен происходить переход от вертикальной интеграции и двусторонних долгосрочных контрактов к классическим контрактам и управлению трансакциями на основе рыночного механизма.
Усиление конкуренции принципиально поменяло формы взаимодействия хозяйственных единиц – изменилась структура и продолжительность газовых контрактов. Либерализация привела к развитию краткосрочных классических контрактов в отрасли. Проведение политики открытого доступа и разделение функций газотранспортных компаний в условиях избыточного предложения газа вызвали появление краткосрочного предложения газа по демпинговым ценам. Это стимулировало стремительное развитие краткосрочной торговли газом, ведущей на рынке избыточного предложения к дальнейшему снижению цен.
На этом этапе развития газового рынка одновременно сосуществуют три типа контрактов — краткосрочные (поставка в течение одного календарного месяца), среднесрочные (поставка в течение от 1 до 12 месяцев) и традиционные долгосрочные (поставка в течение более чем одного года).
Преимущество краткосрочных контрактов на поставку газа на данном этапе состоит в том, что они позволяют потребителям обеспечивать непредвиденные потребности, достаточную гибкость в достижении физического равновесия между спросом и предложением в краткосрочном периоде, а главное – позволяют добиваться снижения издержек за счет постоянного поиска наиболее дешевого источника поставок газа.
Долгосрочные контракты, хотя сокращают риски поставок и ценовые риски, но не обеспечивают достаточной гибкости в согласовании спроса и предложения газа в резко изменяющихся условиях на рынке газа. При либерализации газовой отрасли в США и Великобритании, которая сопровождалась снижением цен, эти контракты принесли значительные убытки ряду заключивших их компаниям. По оценкам американских экспертов, дерегулирование газовой отрасли США принесло ей потери в размере $25 млрд. [51, C. 141].
Кроме того, государство намеренно стимулировало развитие краткосрочной торговли. Так, в США, для того, чтобы способствовать развитию конкуренции и спотовых рынков, регулирующие органы допускали прекращение долгосрочных контрактов между поставщиками и потребителями. Поставщики, связанные долгосрочными двухсторонними контрактами «take-or-pay», заключенными на условиях «obligation-to-serve» (обязательного обслуживания), попали в сложную ситуацию, так как многие их покупатели переключались на конкурирующих поставщиков. Таким образом, дерегулирование газовой отрасли снижает привлекательность долгосрочных контрактов типа «take-or-pay» и дает преимущества среднесрочным и краткосрочным контрактам.
Сначала для заключения контрактов на поставки использовались двусторонние сделки, при которых продавцы и покупатели договаривались об условиях поставок путем двусторонних децентрализованных переговоров. Так, в Великобритании краткосрочная торговля газом началась в 1989-90 гг. как двусторонний телефонный рынок между производителями и поставщиками [87]. По мере увеличения объемов торговли, эффективность двусторонних отношений стала падать, так как ведение торговли налагает высокие трансакционные издержки.
Это привело к появлению нового класса участников — трейдеров, которые осуществляют сделки по купле/продаже газа от имени других участников рынка. Освобождая продавцов и покупателей газа от необходимости торговаться, они агрегируют спрос и предложение, и уравновешивают их с помощью соответствующих крупномасштабных контрактов, диверсифицируя при этом ценовые риски и риски поставок в отдельных контрактах. Эти риски часто возникают при попытках участников рынка с разными характеристиками спроса и предложения заключить контракт на двусторонней основе. Поскольку маркетинговые компании могут объединять контракты в один портфель, они легче находят компромисс в таких ситуациях. В США доля поставок, организованных маркетинговыми компаниями уже в 1995 г. достигала 50% [85].
Помимо маркетинга природного газа и ценового и риск-менеджмента, большое распространение получили такие виды деятельности, связанные с минимизацией трансакционных издержек по реализации природного газа, как транспортный маркетинг, услуги по поставкам, хранению и т.д. [24, C. 68].
Спотовый рынок. По мере увеличения объемов торговли участники рынка начинают испытывать необходимость в концентрации торговли в одном или нескольких торговых центрах для уменьшения трансакционных издержек. Тогда трейдинг перерастает в спотовый рынок, где производители, поставщики, продающие и покупающие газ для балансировки своих портфелей, газораспределительные компании, крупные потребители и производители электроэнергии, покупающие газ для своих собственных нужд, а также спекулирующие трейдеры осуществляют сделки с газом на суточной основе. На спотовом рынке заключаются контракты на поставки по фиксированной цене на фиксированный период (от одного дня до года, как немедленная поставка, так и форвардная).
Спотовый рынок природного газа осуществляет следующие функции:
• Агрегирует спрос и предложение для определения кривых спроса и предложения всей системы. Это также способствует усилению конкуренции между участниками рынка.
• Упрощает определение рыночной цены природного газа за счет прозрачности формирования цен.
• При развитии конкуренции на спотовом рынке цены на газ все в большей мере отражают краткосрочные предельные затраты, т.е. реальную экономическую ценность газа в конкретное время и в конкретной точке рыночного пространства, что способствует росту экономической эффективности отрасли.
• Дает возможность оптимизации портфеля газовых контрактов и управления рисками: участники рынка получают возможность покупать газ из разных источников и отправлять его затем в разных направлениях, что позволяет комбинировать пути поставок через несколько центров, диверсифицируя риски поставки. Кроме того, спотовый рынок предоставляет участникам возможности по снижению ценовых рисков.
• Выступает как «последняя надежда» для рисков по объему: если одна из сторон контракта не смогла купить или продать весь оговоренный в долгосрочном контракте объем газа, другая сторона знает, что может временно переориентироваться на спотовый рынок.
Спотовый рынок газа обычно формируется в районах с высокой концентрацией продавцов и покупателей газа, например, в узлах газотранспортной сети – т.н. «хабах», расположенных близко к крупным городам или районам добычи газа. Например, крупнейший Henry Hub в Луизиане находится на пересечении 16 межштатных и внутриштатных газопроводов в районе добычи газа. Обычно рядом с хабом находятся ПГХ. Всего в США развилось около 40 таких центров торговли.
Следует отметить, что спотовые рынки не создавались специальным решением регулирующих органов, а возникали стихийно.
В Великобритании такими торговыми центрами первоначально стали береговые терминалы Фергюс и Бэктон на входе в основную газотранспортную систему, куда производители доставляют свой газ с месторождений Северного моря. Объемы торговли на них были первоначально невелики: на терминале Бэктон, например, заключалось 35-40 сделок в месяц [86].
В 1997 г. в Великобритании был введен стандартизованный краткосрочный контракт, заменивший многообразие контрактов, торговавшихся до этого, что увеличило эффективность спотовой торговли. А введение так называемого рынка «в системе» создало единый торговый пункт для такого рода контрактов Национальном Балансирующем Пункте (НБП — условный пункт балансировки газотранспортной системы высокого давления). В последнее время более 90% контрактов заключается на поставку газа именно в Национальный Балансирующий Пункт [86]. В 2003 г. количество спотовых сделок на НБП составляло порядка 40 сделок в день [72].
В континентальной Европе также развиваются хабы — например, в бельгийском Зеебрюгге, в австрийском Бомгартене и в Бунде на границе Нидерландов с Германией [54]. Объемы спотовой торговли в этих центрах невелики, причем цены на них пока превышают цены на поставки по долгосрочным контрактам [71], поскольку свободного газа мало — он в основном связан долгосрочными контрактами.
Млн. терм/ день

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Рис. 6. Объем торгов и объем прокачки газа в НБП в Великобритании
Источник: [78].
Как и для любого развитого товарного рынка, для этого рынка становится характерно то, что количество сделок превышает размеры физических поставок — происходит многократная перепродажа (рис. 6). В НБП в Великобритании количество перепродаж достигает 20 (рис. 7). Для сравнения, в Зеебрюгге пока газ меняет владельцев 4 раза [109]. Таким образом, количество перепродаж является показателем ликвидности рынка.

Число перепродаж

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Рис. 7. Количество перепродаж газа в НБП в Великобритании
Источник: [78].
Ценообразование. Происходит смена доминирующей формулы ценообразования в контрактах с традиционного, основанного на принципах «издержки плюс» или «рыночной стоимости» («netback price»), к спотовому, на основе конкуренции «газ-газ». Кроме того, отделение услуг по транспортировке и хранению от самого товара (газа) разделяет цены и механизмы ценообразования для каждого из этих элементов.
При этом, хотя цены на газ на конкурентном рынке в основном определяются конкуренцией «газ-газ» и контрактно отделены от нефтяных, последние продолжают играть большую роль в формировании цены газа, хотя взамен ценообразования «netback pricing» начинает действовать маржинальная конкуренция между видами топлива [99].
Специальное исследование, проведенное «Eurogas» [70], показало, что даже на таких развитых рынках, как в США и Великобритании, прослеживается явная взаимосвязь цен на газ и на нефтепродукты (см. рис. 8, 9). Например, резкое увеличение цены мазута может подтолкнуть производителей электроэнергии или крупных промышленных потребителей временно переключиться на газ, что ведет к росту спотового спроса и, следственно, цен.

в Henry Hub (США)
цена газа в НБП (Великобритания)
цена нефти «Brent» на IPE (Великобритания)
Рис. 8. Корреляция ежемесячных цен на нефть и на газ
Источник: [70].

Среднемесячные
цены, $/тыс. м?

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

спотовая цена на газ в Henry Hub
цена на мазут в Массачусетсе
цена на уголь в Мексиканском Заливе
Рис. 9. Спотовые цены на газ и другие виды топлива в США
Источник: [99, С. 42]
Конкуренция между видами топлива особенно хорошо видна в США, где в промышленности и производстве электроэнергии предусмотрена возможность краткосрочного переключения использования природного газа и других видов топлива. Наличие возможностей реверса с газа на нефть и с газа на уголь является здесь основным фактором краткосрочного спроса и цен на газ. Официальные источники в США утверждают, что потребители, обладающие возможностью замещения видов топлива, получили наибольшие выгоды от проведенных газовых реформ [99].
Как пишет П. Дэвис, ведущий экономист компании : «Словосочетание «конкуренция газ-газ» часто вводит в заблуждение. Газ всегда конкурирует с другими видами топлива, когда принимаются решения, инвестировать ли в новую станцию или оборудование. В реальности газ на большинстве рынков большую часть времени конкурирует с другими видами топлива «на пределе» — и потому его цены в значительной мере определяются ценами конкурирующих энергоносителей. В Азии и в Европе еще применяется прямая индексация цен газа по ценам на нефть. Но и в США в последние годы цены на нефтепродукты и субституция между газом и нефтепродуктами были основной детерминантой цен на газ. Цены на газ и на нефть редко расходятся на долгий период даже на дерегулированных рынках» [62, C.25].
В Великобритании газовые цены в 1995-1998 гг. были отделены от цен конкурирующих видов топлива из-за избыточного предложения газа. Интенсивная конкуренция в добыче в этот период вела к более низкому уровню цен на газ, чем у альтернативных видов топлива. Большинство конечных потребителей с мощностями для использования двух видов топлива перешло на сжигание газа. Но после ввода в строй газопровода «Интерконнектор», соединившего в конце 1998 г. Великобританию и континентальную Европу, цены на газ стали подвержены сильнейшему влиянию европейских цен на газ, и, косвенно, цен на нефть.
При всех колебаниях, спотовые цены в Великобритании никогда не падали ниже 50-55 $/ тыс. м?. Эта эффективная «минимальная цена», видимо, определяется ценой спотового угля, который выступает в качестве нижней планки цены, поскольку все производители Северного моря отказываются предлагать газ на спотовом рынке по более низкой цене. Таким образом, цены на конкурирующие виды топлива формируют верхнюю и нижнюю границы цены газа [99].
Волатильность цен. Характерной чертой конкурентных рынков является значительная волатильность цен. В целом, энергетические товары имеют более высокий уровень волатильности, чем другие виды биржевых товаров (см. сравнение с индексом акций S&P500 и ценами на пшеницу – рис. 10). А природный газ и электроэнергия в особенности подвержены сильным колебаниям цен из-за сильной реакции спроса на изменение погоды.
Среднегодовая
волатильность (%)

Рис. 10. Волатильность цен на газ и другие биржевые товары
Источник: [77].
Спрос может быстро увеличиться в связи с изменением погоды, а неэластичность предложения ведет к возникновению дефицита и росту цен. Например, в феврале 1996 г. холода вызвали резкий взлет цен в Henry Hub – если среднегодовая цена газа составляла около 63 $/тыс. м?, то в отдельные дни февраля она достигала 470 $/тыс. м? [85]. При этом организация дополнительных поставок в регионы с высокими ценами может быть весьма затруднительной из-за ограниченной пропускной способности системы.
На спотовые цены помимо погодных условий влияет много других факторов — экономическая ситуация, спрос и предложение газа, наличие газотранспортных мощностей, объемы запасов газа в ПГХ, спекулятивная игра и т.д.
Воздействие ценовой волатильности по-разному сказывается на различных группах потребителей. Цены для бытовых потребителей имеют тенденцию быть гораздо более стабильными, чем для коммерческих и промышленных пользователей, поскольку их счета обычно отражают средние цены за данный период (обычно – месяц), которые не так колеблются, как дневные цены. С другой стороны, производители электроэнергии, другие крупные потребители и трейдеры, которые часто опираются в определенной степени на краткосрочные рынки, имеют дело с флюктуирующими ценами на газ. Они вынуждены развивать новые навыки и формы риск-менеджмента [99].
Финансовый рынок. Колебания цен спотового рынка ведут к появлению новых инструментов, способствующих минимизации ценовых рисков, в частности — к развитию финансового рынка газа, на котором осуществляются сделки с финансовыми газовыми контрактами. Следует отметить, что этот рынок развивается лишь когда физические рынки газа (рынки, на которых сделки заключаются с целью физической поставки газа) достигают определенной степени зрелости.
Финансовые газовые контракты используется преимущественно для управления ценовыми рисками через хеджирование. Хеджирование – это страхование рисков за счет открытия на финансовом рынке позиции, равной по объему и противоположной имеющейся позиции на физическом рынке. Посредством страхования можно избавиться от возможных потерь, точнее сделать их постоянными, таким образом, ситуация из неопределенной превращается в определенную для данного экономического агента и случайные убытки превращаются в постоянные издержки. Формирование портфеля производных финансовых инструментов позволяет производителям и покупателям газа «сгладить» ценовые скачки и обеспечить стабильные доходы.
Кроме того, финансовые контракты используются в качестве инструмента для спекулятивных операций и ценового арбитража на газовых рынках. Изредка они используются и для физических поставок газа (см. рис. 11).
Развитие финансовой торговли газа важно потому, что это позволяет не-газовым игрокам, таким как банки, институциональные инвесторы и трейдинговые фирмы, входить на рынок и принимать специфические газовые риски. В этом случае риски распределяются и диверсифицируется в портфелях участников рынка.
Финансовые газовые контракты достаточно разнообразны в силу неоднородности потребностей участников рынка. Наиболее распространенными типами являются форварды, свопы, фьючерсы и опционы. Развитие финансовых рынков начинается обычно с использования свопов и форвардных контрактов, которые в наибольшей мере отвечают индивидуальным нуждам сторон этих контрактов, ищущих возможности минимизации ценовых рисков, с которыми они сталкиваются на физическом рынке газа. Все аспекты этих контрактов обсуждаются индивидуально в каждом случае продавцом и покупателем. Развивается внебиржевая торговля (Over the Counter Market). Первоначально эти финансовые газовые сделки проводились в основном финансовыми и трейдинговыми фирмами, которые предлагали их крупным покупателям или поставщикам. Финансовый газовый рынок был неорганизованным и небольшим – на нем происходило всего 10-15 трансакций в месяц [88]. Увеличение объемов торгов газа на спотовых рынках и неустойчивость спотовых цен создали спрос на большее количество финансовых инструментов для хеджирования ценовых рисков. При дальнейшем развитии спотовых рынков возникает потребность в использовании стандартизованных финансовых контрактов — фьючерсов,

Рис. 11. Торговля газом: виды сделок

опционов и других инструментов, разрабатываемых и продаваемых организованными биржами.
Первый стандартный финансовый газовый контракт появился в США на NYMEX (New York Mercantile Exchange) в 1990 г. в виде фьючерсного контракта на поставку в Henry Hub. Уже в период с 1991 по 1995 гг. объемы торгуемых фьючерсных контрактов в четыре раза превысили физические объемы потребления газа. В 2001 г. количество сделок по нему достигло 16,5 млн. в год (около 30 тыс. фьючерсных контрактов в месяц). Для сравнения — число сделок по нефтяным фьючерсам, которые начали совершаться в 1983 г., в 2001 г. составляло более 37 млн. сделок [63]. Позднее NYMEX ввел фьючерсы и опционы и на другие направления поставок. Большая часть сделок на этом рынке заключается маркетинговыми компаниями (около 34%), производителями (25%) и финансовыми институтами (20%) [63].
В Великобритании торговля стандартизованными финансовыми газовыми контрактами началась 31 января 1997 г., когда International Petroleum Exchange (Международная Нефтяная Биржа) после сложных переговоров с оператором газотранспортной системы относительно доступа к его электронной системе, ввела фьючерсные контракты на поставки газа в Национальный Балансирующий Пункт газотранспортной системы BGT [63]. Торговля NBP-контрактами осуществляется через автоматизированную Систему Энергетических Торгов IPE или на внебиржевом рынке. Если сделка состоялась, то трейдеры должны пройти процесс утверждения сделки Transco.
Фьючерсные газовые контракты IPE стали чрезвычайно популярны среди газовых трейдеров Великобритании. К 2000 г. количество сделок по нему достигло 25-30 тыс. в месяц [63]. Цены этих контрактов используются как ликвидные и прозрачные ценовые ориентиры для заключения физических сделок.
Теперь у участников рынка есть широкие возможности по заключению контрактов различной продолжительности и формированию портфеля контрактов, которые снижают риски поставок и ценовые риски. Однако хеджирование, позволяющее снизить ценовые риски спотового рынка требует как больших финансовых затрат, так и высокой квалификации персонала. Даже в США значительная часть участников рынка (43%) пренебрегает хеджированием.
Сегодня именно биржевой рынок является определяющим при установлении цен, несмотря на то, что объем его фактического товарооборота очень невелик. Даже относительно небольшое увеличение поставок газа на этот рынок (например, газ из т.н. «программ отпуска газа» и из пересмотренных долгосрочных контрактов) может вызвать падение цен.
Рынок услуг по транспортировке газа. Как уже упоминалось, введение открытого доступа к газотранспортной системе и выделение транспортных услуг ведут к развитию двух самостоятельных типов рынков, где сетевой газ покупается и продается отдельно от услуг по его транспортировке, в форме контракта на поставку газа. Участники рынка для краткосрочной балансировки спроса и предложения нуждаются в инструменте, который позволил бы им подбирать к своим контрактам на поставки газа соответствующий портфель транспортных контрактов. Поэтому газотранспортные компании начинают предлагать средне- и краткосрочные контракты на транспортировку газа и гибкие механизмы в выборе мест забора и доставки газа. Рынок транспортных услуг достигает своей зрелой стадии при распространении режима открытого доступа на местные распределительные газопроводы, с выходом на конечных потребителей газа. На этом рынке независимым грузоотправителям газа в форме соответствующих контрактов продаются услуги газотранспортных компаний по доставке газа от определенного места входа в ГТС до определенного места отбора газа из ГТС и газотранспортная .
Первичный рынок услуг по транспортировке. Транспортные услуги продаются как услуги по доставке газа от одной до другой территориальной зоны ГТС. Пользователи сети покупают входящую и выходящую мощность в точках поступления и отбора газа из ГТС. Они заказывают транспортные услуги путем подачи заявок на транспортировку необходимого им объема газа через ГТС на следующие сутки. Газотранспортная компания обрабатывает заявки всех пользователей и определяет оптимальный график транспортировки потоков газа, минимизирующий общие затраты на транспортировку газа в ГТС. Если после учета всех поданных заявок на транспортировку остаются не полностью загруженные мощности, газотранспортная компания предлагает другим пользователям сети прерываемые услуги по транспортировке. Потоки газа в ГТС не обязательно следуют «контрактным путям», так как газотранспортная компания часто находит оптимальные (с общесистемной точки зрения) маршруты транспортировки.
На первичном рынке услуг по транспортировке производится первоначальное распределение транспортных контрактов. Контракт дает грузоотправителям, которые купили такие контракты, права на получение услуг по транспортировке в соответствии с оговоренными в контракте условиями. Наиболее распространенными такими условиями являются величина зарезервированной мощности, объемы транспортируемого газа, расположение мест поступления и отбора газа из ГТС, требуемая надежность поставок, ставки платежей за мощность и объемы транспортировки.
Первичный рынок услуг по транспортировке, в силу своего естественно-монопольного характера, находится в сфере государственного регулирования. Регулированию подлежат цены на услуги, инвестиции, контракты и условия транспортировки, условия и порядок доступа к газотранспортным услугам. Тарифы на услуги по транспортировке на первичном рынке услуг по транспортировке обычно формируются с учетом необходимости возмещения постоянных и переменных затрат газотранспортной компании, приходящихся на единицу расстояния транспортировки по соответствующим индивидуальным маршрутам транспортировки. Для возмещения постоянных затрат используется ставка за мощность, а для возмещения переменных затрат — ставка за объем прокаченного газа.
Вторичный рынок услуг по транспортировке. Разделение функций создает необходимость в одновременном клиринге газового и транспортного рынков. Участники рынка приобретают газ, основываясь на наличии транспорта и наоборот. Несоответствие приводит к потере ресурсов, поскольку некоторые участники остаются с избытком газа, а другие – с зарезервированной мощностью, которая не загружается. Соответствие может быть достигнуто только тогда, когда участники рынка имеют в наличии одинаковые объемы поставок и контрактов на транспортировку. Это требует создания краткосрочного вторичного рынка транспортных услуг, где владельцы неиспользуемых контрактов на гарантированные услуги по транспортировке могут перепродавать эти контракты. Покупателями и продавцами на этом рынке могут быть любые из субъектов газового рынка, кроме самих газотранспортных компаний, которые в этом случае имели бы преимущества и могли воспользоваться своими исключительными возможностями в ущерб другим участникам вторичного рынка.
Цены на транспортные контракты, продаваемые на вторичном рынке услуг по транспортировке, формируются в соответствии с краткосрочными маржинальными затратами на газотранспортную мощность.
В США вторичный рынок мощностей был введен в 1992 г. решением ФЭК, в Великобритании – в 1996 г. Сетевым Кодексом [84]. Этот рынок не регулируется государством. В условиях конкурентного вторичного рынка цены при продаже гарантированного транспортного контракта должны отражать краткосрочные маржинальные переменные затраты ГТС и вмененные потери при отказе от альтернативных способов использования этой мощности. При этом цены на вторичную мощность и услуги по транспортировке газа меняются в соответствии конъюнктурой рынка (максимальные в период пиковой нагрузки, приближаются к нулю — в период избытка предложения).
Продажа транспортных контрактов на вторичном рынке может проводиться с помощью различных механизмов торговли – аукционов, двухсторонних сделок, спотового рынка, на котором грузоотправители постоянно осуществляют торговлю краткосрочными транспортными контрактами. Однако необходимыми условиями для возникновения такого рынка являются использование транспортных контрактов, стандартизованных по наиболее существенным контрактным условиям, с тем, чтобы мог возникнуть единый эффективный механизм ценообразования на эти контракты. Кроме того, необходимые условия для возникновения ликвидного спотового рынка транспортных контрактов – это участие в торговле стандартизованными контрактами большого числа продавцов и покупателей, достаточные ресурсы свободной транспортной мощности и концентрация торговли в одной или нескольких центрах. В свою очередь развитие спотового рынка транспортных контрактов создает условия для возникновения финансового рынка транспортных контрактов, который дает участниками спотового рынка транспортных контрактов возможности для минимизации своих ценовых и основных рисков, возникающих при спотовой торговле транспортными контрактами.
Развитие разнообразных форм краткосрочной торговли газом ведет к тому, что и в долгосрочных контрактах на поставки газа, сроки которых постепенно сокращаются, привязка к альтернативным видам топлива заменяется на индексацию по биржевым ценам (обычно — усредненным за определенный период). Однако необходимо подчеркнуть, что основная часть поставок по-прежнему осуществляется по долгосрочным контрактам. Так, спотовый рынок в США к концу 80-х гг. составлял около 80%, к 1992 г. объемы спотовых сделок сократились до 35-40% всего объема рынка, а сейчас составляют порядка 30%, в Великобритании – 18%, остальные 82% поставляются по долгосрочным контрактам [100]. И это неудивительно – как показано выше, газовые рынки изначально развивались на основе долгосрочных контрактных отношений, обеспечивавших гарантии сбыта и возврата специфических инвестиций.

2.2. Анализ последствий либерализации зарубежных рынков газа

В данном разделе рассматриваются результаты либерализации газовых рынков в США, Канаде и Великобритании – странах, которые раньше всех осуществили дерегулирование. В остальных странах говорить о результатах еще преждевременно (Япония и ЕС не так давно начали этот процесс), либо эти результаты сложно отделить от последствий экономического кризиса, как в странах Латинской Америки.
Сначала результаты введения конкуренции казались весьма успешными: произошло существенное снижение цен на газ (в США в период с 1988 по 1995 гг. оптовые цены снизились на 26% [85], в Великобритании в 1990-1999 гг. средние цены на газ для промышленности упали на 45%, для бытовых потребителей – на 20% [107]), возросли объемы газопотребления, реформы обеспечили для потребителей возможность выбора, более широкий спектр и лучшее качество услуг. Либерализация привлекла на рынки газа большое количество продавцов и покупателей, привела к развитию новых услуг.
Однако в последние годы (2000-2004 гг.) начало сказываться важное долгосрочное последствие либерализации – резкое сокращение инвестиций в газовую отрасль. Причин тому несколько – во-первых, сокращение маржи производителей в результате усиления конкуренции между ними уже само по себе не стимулирует инвестиционную деятельность. Производители отреагировали на длительный период низких прибылей существенным уменьшением инвестиций в развитие отрасли. Собственный инвестиционный капитал, который у большинства участников отрасли зависит от доходов с продаж газа, заметно сократился. Привлечение заемного капитала было осложнено — газовая отрасль выглядела непривлекательно по сравнению с другими инвестиционными альтернативами, поскольку инвесторы не были уверены в том, что получат приемлемую норму прибыли. Согласно Financial Reporting System в период с 1986-1997 гг. 23 крупнейших производителя газа в США имели в среднем годовой возврат на капитал всего 5,4 % [57].
Вторая важнейшая причина сокращения инвестиций обусловлена изменением условий контрактов на либерализованных рынках газа, связанным со стремительным развитием краткосрочной торговли газом и формированием спотовых рынков газа. Главная проблема состоит в том, что при либерализации именно волатильный и непредсказуемый краткосрочный рынок становится определяющим при установлении цен на газ, несмотря на то, что объем его очень невелик. В итоге, непредсказуемыми становятся и цены по долгосрочным контрактам, корректируемым в увязке с ценами спотового рынка. Это, в сочетании с отсутствием гарантий по объему, существовавших в долгосрочных контрактах типа «take-or-pay», создает значительные ценовые и объемные риски. В результате увеличивается стоимость привлечения капитала в отрасль, и снижаются стимулы для крупных долгосрочных капиталовложений (таких как разработка крупных месторождений в сложных природных условиях, строительство СПГ-терминалов, крупных газопроводов), поскольку инвесторы не имеют гарантий возврата капитала в условиях ценовой неопределенности, поэтому даже при повышении цен решения об инвестировании не принимаются. Частные инвестиции становятся слишком рискованными.
Именно это и произошло на либерализованных рынках газа Северной Америки и Великобритании. По данным IPAA (Независимой Нефтяной Ассоциации Америки), в США к 1999 г. инвестиции в добычу газа упали на 30%, а бурение новых скважин сократилось на 40% [53]. В Великобритании также произошло значительное сокращение инвестиций в разведку и добычу – с 4,1 млрд. фунтов в 1991-1992 гг. до 2.8 млрд. фунтов в 2000 г. [101]. Из-за отсутствия финансирования все крупные проекты были отложены. Сокращение инвестиций привело к недостаточному развитию добывающих и транспортных мощностей. К 2000 г. избыток мощностей, созданный в период государственного регулирования и обеспечивший снижение цен при проведении либерализации, был исчерпан. Загрузка мощностей достигла 95% (см. рис. 12).
При этом произошел переход газовых отраслей этих стран (США и Великобритании) в стадию падающей добычи, что потребовало наращивания импорта из удаленных источников и создания соответствующей инфраструктуры, и, соответственно, крупных инвестиций, которые не могли быть осуществлены в рамках созданной институциональной структуры.
Кроме того, шел износ уже существующей инфраструктуры, созданной в период госрегулирования. Так, в США « о новой энергетической политике» в качестве одной из основных проблем называл необходимость перевооружения и расширения энергетической инфраструктуры, включая модернизацию и строительство новых трубопроводных систем и газоперерабатывающих заводов, которые в значительной степени устарели [57].
млрд. куб. футов/день

Рис. 12. Ежемесячная добыча газа в США и добывающие мощности
Источник: [57].
Таким образом, предположение «четырехэтапной модели» о том, что на третьем этапе достигнуто полное развитие инфраструктуры и больше нет необходимости в крупномасштабных инвестициях, не учитывало постоянно растущий спрос и необходимость вовлечения все более и более удаленных ресурсов. В действительности, в отрасли сохраняются потребности в крупномасштабных инвестициях в добычу и транспортировку газа, но конкурентный рынок не в состоянии их обеспечить.
Низкие цены на газ стимулировали значительный рост спроса. Возник дефицит газа, но из-за характерной для инерционной газовой отрасли неэластичности предложения производители не смогли отреагировать на это увеличением добычи. В результате на этих рынках произошел более чем двукратный рост усредненных цен и одновременно резко возросла их нестабильность.
Министерство Энергетики США пришло к выводу, что конкурентные газовые рынки в принципе склонны к таким сильным, непредсказуемым скачкам цен, которые усугубляются неизбежными в газовой отрасли временными лагами между ценовым и инвестиционным циклом, ведущими к длительному недоинвестированию новых мощностей и после начала подъема цен [107]. Последующее избыточное инвестирование в свою очередь приводит через определенное время к падению цен, и разбалансировка спроса и предложения увеличивается. Это вызывает все усиливающиеся скачки цен. Таким образом, игнорирование при организации конкурентного рынка высокой инерционности и капиталоёмкости газовой отрасли со временем неотвратимо ведёт не просто к повышению цен газа, а к нарастающей амплитуде их колебаний.
Первые признаки нехватки газа в США появились еще осенью 2000 г., когда цены на газ во всей Северной Америке резко выросли по сравнению с уровнем предыдущих 15 лет и к январю 2001 г. превысили более чем в три раза январские цены 1999 г. (см. рис. 13).
В Калифорнии дефицит газотранспортных мощностей на границе и внутри штата жестко ограничил возможности удовлетворения стремительно растущего спроса. Это привело к росту цен на электроэнергию и массовым отключениям, а также к закрытию многих промышленных предприятий, использующих природный газ в качестве сырья. Однако эти события тогда сочли следствием неблагоприятного стечения обстоятельств.
В середине 2001 г. цены на газ несколько снизились (хотя и были заметно выше уровня 1990-х гг.). Когда более теплая, чем обычно, зима
$/млрд.
куб.футов

Рис. 13. Динамика оптовых цен на газ в США, 1976 — 2003 гг.
Источник: [56].
2001-2002 гг. привела к сокращению спроса на газ, казалось, что кризис закончился. Но зима 2002-2003 гг. продемонстрировала ошибочность этого мнения — оптовые цены поднялись на рекордную высоту. В конце весны 2003 г. в США заговорили о критической нехватке природного газа: его запасы упали до минимальной за последние четверть века отметки. В мае 2003 г. дефицит газа и рост цен стали предметом доклада главы Федеральной Резервной Системы США А. Гринспена, в котором он особо отметил, что сохраняющиеся высокие цены на газ – «очень серьезная проблема, которая может сильно повредить экономике» [112].
Как заявил выступивший на экстренно созванном в июне 2003 г. саммите по природному газу Д. Ергин: «Сегодня США и вся Северная Америка сталкиваются с нехваткой природного газа… Вырисовываются перспективы намного более высоких и разрушительных для экономики цен. Платой за это будут закрытые заводы, потерянные рабочие места и сокращение промышленного производства. Это отрицательно скажется на восстановлении и росте экономики в то время, когда она и так слаба. Высокие цены на газ уже создали кризисную ситуацию для важных отраслей промышленности» [112, C. 8].
К зиме 2003-2004 гг. средние оптовые цены на газ увеличились до 210-240 $/тыс. м?, причем, в январе 2004 г. пиковые спотовые цены многократно превышали даже этот уровень, например, по данным информационного агентства «Платтс», 14 января 2004 г. в связи с холодами они составили более 2000 $/ тыс. м? [98].
Лидеры американской нефтегазовой отрасли говорят о том, что начавшийся газовый кризис может иметь худшие последствия, чем нефтяной кризис 1970-х гг. Пока сильнее всего от высоких и нестабильных цен на газ пострадали промышленные потребители – в первую очередь, химическая промышленность, производители удобрений и пластмасс. Спрос со стороны этого сектора в 2002 г. сократился на 23% по сравнению с уровнем 1997 г. Отдельные операции и целые газоемкие производства переносятся в другие страны, в Соединенных Штатах сокращаются рабочие места. Газовый кризис бьет и по электроэнергетике. Экологические преимущества газа в сочетании с техническим прогрессом в газовой электроэнергетике вызвали переход на природный газ большинства новых электростанций. Одно из главных последствий взлета цен на газ заключается в том, что теперь эффективность газовых электростанций заметно снижается по сравнению с угольными.
Как выразился в своем докладе председатель CERA, «мы перешли к новому рынку, который разительно отличается от того «рынка изобилия», под который были сформированы современная газовая промышленность и институциональная среда. Во время «газового пузыря» 1980-ых и 1990-ых, движущей силой была конкуренция «газ-газ» среди поставщиков. Напротив, в следующие годы, если рост спроса не замедлится, весьма вероятно, что конечные потребители будут соперничать друг с другом за поставки. Цены на газ в Северной Америке вступили в тот период, когда они будут отражать плату за дефицит». При этом цены останутся высокими даже при условии осуществления крупных долгосрочных проектов (строительство СПГ-терминалов, газопроводов с Аляски и из Восточной Канады). А без осуществления этих инвестиций, как показывает последние исследование CERA, само функционирование более ли менее стабильного рынка газа маловероятно.
Сложная ситуация с ценами на газ складывается не только в США. В Великобритании введение газопровода «Интерконнектор» между английским Бэктоном и Зеебрюгге (Бельгия) привело в течение 2000 г. к удвоению цен на газ (до 125 $/ тыс. м?) (см. рис. 14). Более дешевый английский газ устремился на континент, где цены выше, а в самой Великобритании предложение сократилось, и цены выросли. Еще одна причина роста цен – вхождение британской газовой отрасли в стадию падающей добычи. Кроме того, на это повлияло сокращение инвестиций в разведку и добычу газа в период низких спотовых цен во второй половине 90-х гг. В результате «Интерконнектор» уже начинает периодически использоваться в реверсивном режиме для поставок газа в Великобританию с материка.

Рис. 14. Динамика спотовых цен в НБП Великобритании, 1995 — 2003 гг.
Источник: [78].
В ноябре-декабре 2003 г. в результате дефицита газа цены поднялись до 205 $/тыс. м?, что почти в три раза выше средних цен в 1990-ые гг. В Великобритании нарастает обеспокоенность ростом ценовых рисков, особенно в производстве электроэнергии, которое ориентировано на газ. В 2002 г. впервые с начала либерализации газового рынка производители электроэнергии стали замещать газ дешевым импортным углем.
Разумеется, рост цен привел к целому ряду действий, нацеленных на увеличение добычи, однако их эффект был незначительным как из-за долгосрочного характера развития предложения газа, так и из-за локальности принятых мер. Организовать же финансирование таких долгосрочных много-миллиардных проектов, как строительство газопроводов из Аляски в США, из Норвегии в Великобританию или строительство СПГ-терминалов пока не удалось. Так или иначе, они требуют вмешательства государства для обеспечения гарантий возврата инвестиций и предоставления определенных льгот (например, налоговых), поскольку задачей этих проектов является не столько обеспечение их экономической эффективности, сколько энергетической безопасности страны.
Более того, подобные проекты не могут функционировать и окупаться в конкурентной среде. Так, в США доминирование краткосрочных сделок создало большие трудности для наращивания импорта СПГ, требующего создания высококапиталоемкой инфраструктуры. В результате в 2003 г. в США было принято решение об отмене доступа третьих лиц к СПГ-инфраструктуре, в Великобритании это решение будет принято в ближайшее время вместе с решением об изъятии из действия Директивы о доступе третьих лиц проектируемого газопровода из Норвегии, что явно противоречит основным принципам либерализации.
В условиях дефицита газа и угрозы энергетической безопасности государство вновь усиливает свою роль. В Конгрессе США идут дебаты о предоставлении налоговых льгот и государственных гарантий по кредиту для проекта строительства газопровода с Аляски, а правительство Великобритании активно ищет способы обеспечения газоснабжения страны после 2005 г., не доверяя решение этого вопроса рыночным силам. Правительство Канады ограничивает экспорт для обеспечения внутренних потребностей. И, хотя нет оснований пока говорить о возврате к прямому государственному регулированию внутренних рынков газа в странах, осуществивших дерегулирование, явно прослеживается тенденция к усилению вмешательства государства в регулирование импорта и экспорта газа – то есть трансакций, связанных с наиболее крупными специфическими инвестициями , которые не удается обеспечить на конкурентных рынках.
Еще одна важная тенденция на либерализованных зарубежных газовых рынках — увеличение потребности в долгосрочных контрактах. В условиях высоких нестабильных цен на газ все больше потребителей желают гарантировать себе бесперебойные поставки по прогнозируемым ценам.
В США доля краткосрочных контрактов постепенно сокращается с 80% в конце 1980-х гг. до 25-30% в конце 1990-х гг. [100]. Поставщики также хотят гарантировать себе возможность транспортировки с помощью долгосрочных контрактов на транспорт. Так, в Великобритании основным рыночным механизмом допуска поставщиков газа к национальной газотранспортной системе до последнего времени были аукционы по продаже объемов пропускной способности системы на кратковременной основе. В январе 2003 г. система краткосрочных аукционов была реформирована – впервые были введены долгосрочные аукционы с предложением к продаже права доступа к газотранспортной системе на определенные объемы газа сроком до 15 лет. Согласно исследованию Stanford University’s Energy Modeling Forum, проведенному в 2003 г., будущие взлеты цен на газ могут быть предотвращены только путем строительства большего числа газохранилищ и введения долгосрочных контрактов на поставки. Результатом таких действий будет большая ценовая стабильность, которая в свою очередь обеспечит стимулы для частных инвестиций в новые газовые месторождения и уменьшит потребность в дорогих, субсидируемых правительством проектах [98].
Кроме того, дерегулирование стимулирует процесс реструктуризации рынка, в ходе которой бизнес старается перестроить свою организацию для минимизации новых рисков. Опыт США, Великобритании и ЕС показывает, что либерализация ведет к резкой активизации процессов слияния и поглощения в энергетическом секторе и в результате сопровождается быстрым увеличением размеров компаний. Объясняется это тем, что на конкурентных рынках вертикальная и горизонтальная интеграция обеспечивают компаниям ряд преимуществ, обусловленных особенностями газового бизнеса.
В первую очередь, большие размеры позволяют компаниям аккумулировать инвестиции для осуществления крупных газовых проектов, характеризующихся огромной капиталоемкостью. Интеграция обеспечивает как увеличение собственных инвестиций за счет укрупнения бизнеса, так и расширение возможностей привлечения заемного капитала, поскольку финансовые учреждения охотнее (и под меньшие проценты) кредитуют крупные известные компании, имеющие диверсифицированный стабильный бизнес в различных регионах.
Подтверждает это волна мега-слияний компаний — BPAmoco и Arco, Exxon/Mobil, Total/Fina/Elf, которые одновременно диверсифицировали возможности газовых инвестиций и создали значительную капитальную базу для крупных газовых проектов. Например, BP стал скорее газовой компанией после слияния с Amoco, Exxon объединил свои Азиатские газовые ресурсы с азиатским опытом Mobil в секторе СПГ, а Total стал игроком на рынке СПГ в Атлантическом бассейне, что поддержало его сильную позицию в Тихоокеанском регионе [94].
Второй стимул состоит в том, что на либерализованных газовых рынках увеличиваются риски газовых компаний, которые сильно различаются по стадиям газовой цепочки. Именно вертикальная интеграция способствует повышению эффективности управления этими рисками, поскольку диверсификация рынков и видов деятельности компании (добыча, транспортировка, распределение, трейдинг, производство электроэнергии и нефте-газо-химия) повышает ее общую финансовую устойчивость. «Экономически здесь прежде всего сказывается возможность компенсировать колебания прибыли в разных звеньях газовой цепочки, обеспечить надежность в последовательном движении «сырье-продукт», гарантировать эффективность использования транспортной инфраструктуры и т.д.» [51, c. 140].
Третье важное преимущество интеграции — сокращение издержек и увеличение маржи, что жизненно важно для компаний на либерализованных рынках, которые характеризуются именно сокращением ренты во всех звеньях газовой цепочки поставок. В первую очередь речь идет о сокращении трансакционных издержек, которые резко увеличиваются при использовании краткосрочных контрактов. Хорошим примером может служить ситуация на газовом рынке США в наиболее конкурентном сегменте – в трейдинге. Даже здесь по мере усложнения газового рынка маркетинговые компании были вынуждены увеличивать свои размеры для того, чтобы с минимальными издержками удовлетворять разнообразные нужды своих клиентов. В 1995-1996 гг. прошла волна слияний, которая привела к концентрации продаж. Если в 1994 г. десять крупнейших маркетинговых компаний в США обеспечивали продажу 42% суточного потребления газа, то уже в 1996 г., после объединения нескольких крупных игроков, этот же объем продаж обеспечивали всего четыре компании [85].
Следует отметить, что по мере развития конкурентного рынка происходило многократное сокращение маржи трейдеров. В 2002 г. маржа трейдеров в среднем была в десять раз меньше, чем в конце 1990-х гг. В период низких прибылей фирмы должны стремятся продавать больше газа, сдерживая при этом издержки. Это достигается только с помощью эффектов масштаба и концентрации. Способность компании транспортировать газ из различных источников создает возможности для арбитража, когда компания может купить дешевле в одном месте и продать дороже в другом, особенно если газ требуется в связи с тяжелыми погодными условиями. Размер фирмы также очень важен для обеспечения информацией — компании должны располагать большими ресурсами для инвестирования в новые информационные технологии, необходимые для современного трейдинга.
Для увеличения маржи наиболее эффективна вертикальная интеграция между upstream и downstream, которая с одной стороны предотвращает двойную «маргинализацию» (т. е. создание двух последовательных надбавок), делая компанию более конкурентоспособной, и при этом за счет выхода на рынки с максимальной добавочной стоимостью прибыль вертикально-интегрированной компании оказывается выше, чем сумма прибылей необъединенных компаний. Желание добывающих компаний прорваться на рынки конечного потребления газа, где прибыль выше (а конкуренция – ниже, например, на «схваченных рынках»), совпадает с заинтересованностью газотранспортных и распределительных компаний в том, чтобы получить контроль (или доступ) в сектор добычи газа для обеспечения себя перспективными поставками и, таким образом, получить преимущество перед конкурентами в сбытовом сегменте рынка [108].
Особая сфера максимизации добавочной стоимости — интеграция между электроэнергетикой и газовой промышленностью. Это явление известно как конвергенция. Главные стимулы сближения:
• Единая нормативно-правовая база. Проходящая в основном одновременно либерализация электроэнергетики и газовой отрасли увеличивает возможности интеграции газа в электроэнергетику, как это уже происходит в США и ВБ.
• Использование природного газа и энергетике
• Ценовой арбитраж газ – электроэнергия. К. Фергусон, главный менеджер Access Energy — торгового совместного предприятия британской Centrica и датской Essent — говорит: «Компаниям необходимо торговать газом и электричеством вместе для того, чтобы использовать все доступные возможности. Компании покупают газовые активы, чтобы качать газ непосредственно на собственные электростанции. Это означает, что эти фирмы могут использовать возможности арбитража между ценами на газ и электроэнергию, выбирая – использовать газ для производства электроэнергии или продать его, в зависимости от цены» [60].
• Синергия в сфере распределения и сбыта
Наиболее сильно в настоящее время этот процесс идет среди европейских электроэнергетических компаний. Ярким примером было слияние компаний VEBA AG и VIAG AG в Германии, в результате которого новообразованная компания E.ON. [80] стала третьей по величине электроэнергетической компанией в Европе, владеющей рядом газовых бизнесов. Вскоре новый энергетический концерн E. ON. осуществил еще более крупную сделку — покупку немецкого газового гиганта Ruhrgas. В Бельгии идет процесс слияния электроэнергетических и газовых подразделений Тгасtabel, Electrabel и Distrigaz. В Великобритании компания RWE приобрела в 2002 г. одного из крупнейших газовых трейдеров – компанию Innogy [106].
Разумеется, эта тенденция в определенной степени ограничивается антимонопольным законодательством. Хотя следует отметить, что в ряде случаев – например, при объединении E. ON. и Ruhrgas, даже несмотря на явное противоречие этой сделки антимонопольным законам, она тем не менее была одобрена немецким правительством в силу особой выгодности этого союза для национальной экономики (в том числе и из-за того, что это объединение сокращает влияние ОАО «Газпром» на газовый рынок Германии).
Еще одно направление увеличения добавочной стоимости при выходе на конечных потребителей – развитие т.н. многопрофильных предприятий коммунального обслуживания, которые обеспечивают весь пакет услуг, включая электричество, газ, воду и кабельные услуги потребителям [108]. Широко известная компания Enron, контролировавшая четверть газового и электроэнергетического рынка США и занимавшаяся одновременно телекоммуникациями и водообеспечением, была ярким примером такого подхода [6].
Вообще, еще в середине 90-х гг. ХХ в. активно стало разрабатываться положение о том, что наступает эра глобальной интеграции энергетических компаний [103]. Особенностью этой глобальной интеграции является то, что она выходит за рамки отдельных энергетических секторов (нефтегазового, электроэнергетического, угольного и др.) и затрагивает многие аспекты — не только добычу, переработку и распределение отдельных видов энергоресурсов, но и более широкий комплекс разработки данных ресурсов наряду с научно-техническим потенциалом и знаниями по их использованию. Главные изменения связаны с отходом от однопрофильных компаний к глобальным энергетическим компаниям. Происходят такие изменения, как:
• формирование объединенных энергетических компаний;
• развитие и обострение конкуренции;
• развитие интеграционных процессов — наиболее успешно оперирующие компании движутся за счет расширения рамок интеграции;
Компании все больше сталкиваются с тем, что мир потребляет не столько нефть, газ или уголь, сколько топливо (энергию) в подходящей форме. Становление глобальной энергетической индустрии означает, что собственность на природные ресурсы теряет свое определяющее значение и в меньшей степени гарантирует прочность положения и прибыльность ведения бизнеса. Все более значимым становится доступ к рынку конечных услуг и продуктов. Для достижения успеха современная энергетическая компания все больше должна выходить за рамки промышленности и искать потребителей в сфере предоставления конечных услуг [24].

Таким образом, в данной главе с позиции предложенного метода исследования проведен детальный анализ либерализации, и показано, что она не является этапом эволюции газовых рынков, как считает «четырехэтапная модель», а представляет собой результат «революционного» вмешательства государства.
Кроме того, показано, что в последние годы (1999-2004 гг.) на наиболее развитых рынках США, Канады, Великобритании и ЕС происходят события, которые противоречат предположениям «четырехэтапной модели». На этих рынках начали проявляться долгосрочные последствия либерализации (в первую очередь — инвестиционные), которые вновь ведут к усилению вмешательства государства в регулирование газовых рынков, а также увеличивают потребность в долгосрочных контрактах и стимулируют вертикальную интеграцию. На смену прежним регулируемым государством монополиям приходят новые, не-регулируемые олигополии, что опровергает прогноз «четырехэтапной модели» о том, что по мере развития газовых рынков монополистические формы его организации утрачивают свою эффективность.
Важнейший вывод из опыта стран, давно осуществивших либерализацию, состоит в том, что конкурентным рынкам газа так и не удалось найти способа аккумулировать большие финансовые ресурсы для долгосрочных инвестиций и гарантировать их возврат. При недостаточных инвестициях конкуренция не в состоянии удерживать цены на низком уровне при возникновении дефицита газа.
Попытка индуцированного изменения государством институциональной структуры газового рынка вошла в противоречие с основами функционирования отрасли — с потребностью в долгосрочных гарантиях возврата специфических инвестиций, что и привело к очередному кризису. Хотя либерализация обеспечила повышение эффективности загрузки основных фондов отрасли, она не смогла найти механизмов их расширения.

Ссылки по теме:
Анализ либерализации зарубежных рынков природного газа
Введение
Глава 1
Глава 2
Глава 3
Заключение
Источники

Теги: , , , , , , , , , , , , , |Рубрики: Зарубежный опыт | Комментарии к записи Основные тенденции эволюции зарубежных рынков природного газа — Глава 2 отключены

Комментарии закрыты