Теоретические и практические аспекты ценообразования на природный газ на внутреннем и внешнем рынках

Гордеев Д.С.
н. с. лаборатории исследований отраслевых рынков и инфраструктуры
Института прикладных экономических исследований (ИПЭИ) РАНХиГС
Идрисов Г.И.
к. э. н., руководитель направления «Реальный сектор»
Института экономической политики имени Е. Т. Гайдара,
завлабораторией исследований отраслевых рынков
и инфраструктуры ИПЭИ РАНХиГС
Карпель Е.М.
начальник управления стратегического
и корпоративного развития ООО «Газпром межрегионгаз»

Природный газ выступает одним из важнейших стратегических природных ресурсов России, а в энергетическом балансе мира играет доминирующую роль. Согласно последним данным, доля природного газа в энергетическом балансе России в 2013 г. составила 53,2%¹. В странах, богатых природным газом, газоснабжение постепенно приобретает социальные черты: наравне со снабжением электроэнергией, теплом, горячей и холодной водой обеспечение доступа населения и промышленности к природному газу рассматривается как одна из необходимых функций государства. Продажа российского газа на внешних рынках по ценам выше внутренних, с одной стороны, приносит существенные поступления в государственный бюджет в виде доходов от вывозной пошлины (около 3,2% ВВП²), а с другой — позволяет «Газпрому» использовать прибыль, полученную на внешнем рынке, для покрытия части расходов на внутреннем рынке и развития его инфраструктуры.

В текущей макроэкономической ситуации необходимо сформировать новую модель роста российской экономики³. Сейчас в регулировании газовой отрасли наблюдаются разнонаправленные тенденции: с одной стороны, предпринимаются попытки снизить или сдержать рост внутренних цен на газ, а с другой — осознается значение либерализации и повышения прозрачности работы внутреннего рынка, что приведет к росту внутренних цен. В результате заметны некоторая непоследовательность и несогласованность позиций различных органов исполнительной власти и ОАО «Газпром» относительно реформирования внутреннего рынка.

За период 2000-2013 гг. можно выделить три основных этапа формирования оптовых цен на газ. На первом этапе (до 2007 г.) оптовые цены на газ, по законодательству, определялись согласно принципу «затраты +» (установление цен на уровне экономически обоснованных затрат плюс надбавка с учетом регулируемой прибыли). На практике соответствие устанавливаемых цен реальным издержкам определить было сложно, поскольку производители газа предоставляли в качестве обоснования не всю необходимую информацию. Поэтому можно утверждать, что принцип «затраты +» в целом не соблюдался, а цены устанавливались политическим решением в «ручном» режиме, на самом верхнем уровне принятия решений в России, отражая некоторый экономически обоснованный (для промышленности) и социально приемлемый (для населения) уровень цен на газ с учетом повышения цен в других отраслях экономики.

На втором этапе (с 2007 по 2011 г.) было объявлено⁴ о намерении перейти с 1 января 2011 г. к принципу рыночного ценообразования, основанному на концепции равнодоходности: она подразумевала «поэтапное приближение внутренней цены на газ к цене его реализации на внешнем рынке за вычетом экспортной пошлины и транспортных и организационных затрат на экспорт»⁵. На этом этапе цену равнодоходности стали публиковать официально в информационных целях, что формировало будущие ожидания участников рынка относительно инвестиционных проектов. Но практически при принятии решений оптовые цены продолжали устанавливать на экономически обоснованном (для промышленности) и социально приемлемом (для населения) уровне в режиме «ручного» управления (согласованном с динамикой цен в краткосрочном прогнозе Минэкономразвития).

Третий этап (с начала 2011 г.) характеризуется отказом от немедленного перехода к принципу равнодоходности в пользу постепенного перехода с применением понижающих коэффициентов к равнодоходной цене⁶. Такое решение было связано в первую очередь с отказом от немедленного резкого повышения цен (почти на 70%) и затянувшимся выходом из финансово-экономического кризиса 2008-2009 гг. Фактически формула внутренних цен на газ подразумевала соблюдение равнодоходности к европейской «корзине» мазута и газойля с понижающим коэффициентом, устанавливаемым в «ручном» режиме. (Привязка цены на газ к такой «корзине» типична для экспортных контрактов «Газпрома» с европейскими потребителями.) Иными словами, была установлена пониженная⁷ равнодоходная цена с экспортными поставками «Газпрома».

В июне 2013 г. было решено отложить переход ценообразования на газ к принципу равнодоходности его поставок, а возможно, что более вероятно, совсем отказаться от него⁸. Концепция равнодоходности была удобной в периоды, когда внутренняя цена на газ была значительно ниже, чем за рубежом, позволяя обосновывать необходимость повышать цены на внутреннем рынке. Однако в условиях падения цен на газ за рубежом и роста внутренних цен она перестала быть оправданной. Во-первых, существенное повышение внутренних цен счетно обосновать уже не получалось; во-вторых, скорость повышения цен до уровня равнодоходности заметно ограничивала допустимый темп роста цен на продукцию естественных монополий.

Подчеркнем, что сдерживание регулируемых оптовых цен на газ в целом по России и существующая практика различных видов перекрестного субсидирования противоречат интересам «Газпрома», который выступает за переход к нерегулируемому внутреннему рынку газа. Это позволит, с одной стороны, обосновать повышение внутренних цен на газ в сложившихся макроэкономических условиях, а с другой — снизить их для крупных потребителей, которым «Газпром» вынужден устанавливать высокие цены из-за перекрестного субсидирования и которые постепенно отказываются от его услуг в пользу независимых производителей (из-за их более гибкого ценообразования). Иными словами, ослабление регулирования внутреннего рынка газа необходимо «Газпрому», во-первых, для повышения гибкости в отношениях с потребителями и, как следствие, сохранения своей доли внутреннего рынка; во-вторых, для постепенной передачи другим поставщикам части функций по обеспечению надежности его работы (аналог гарантирующего поставщика, обязанность по модернизации Единой системы газоснабжения).

Теоретически оптимальное внутреннее и внешнее ценообразование для страны, богатой природным газом

Поставкам сетевого природного газа⁹ как на внешнем, так и на внутреннем рынке свойственна сегментация, то есть с определенной достоверностью можно установить их конечного потребителя¹⁰ и, таким образом, реализовать дискриминационный подход в ценообразовании. Об этом свидетельствует разница в ценах на природный газ для различных потребителей (и на внутреннем, и на внешнем рынке), которую нельзя полностью объяснить различиями в издержках добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения. При этом инфраструктурные барьеры, как правило, существенно затрудняют обмен сетевым газом между конечными пользователями и реализацию реверсивных поставок (подобные ограничения на перепродажу могут быть предусмотрены контрактами). Другими словами, преодолев такие затратные барьеры, потребители теоретически могут разрушить сегментацию сетевых газовых рынков и ликвидировать дискриминацию со стороны поставщиков, однако это потребует от них больших расходов¹¹.

Согласно экономической теории, такая сегментация рынков и раздельное ценообразование неодинаково воздействуют на совокупное благосостояние (сумма излишков потребителя и прибыли производителя): оно может как увеличиваться, так и уменьшаться. Так, Р. Шмалензи пришел к выводу, что при независимом уровне спроса на различных рынках и постоянных предельных издержках производителя сегментация рынка приводит к росту общественного благосостояния, если дискриминация потребителей обусловливает рост производства (Schmalensee, 1981). X. Вэриан показал, что для роста общественного благосостояния предельные издержки не обязательно должны быть постоянными, а могут возрастать (Varian, 1985). Однако общий вывод из данных моделей следующий: при таком раздельном ценообразовании, несмотря на рост или падение совокупного благосостояния, рыночная сила производителей однозначно повышается, как и их прибыль (Stigler, 1966; Varian, 1989).

Задачу максимизации благосостояния страны — нетто-экспортера природного газа можно условно разделить на максимизацию прибыли поставщиков газа на каждом отдельном внешнем рынке, на котором нет национальных потребителей (об их излишке можно не заботиться), и максимизацию общественного благосостояния (сумму прибыли производителя и излишка потребителя) на национальной территории. В таких условиях на внешнем рынке в отношении каждой отдельной идентифицируемой/сегментированной группы потребителей (каждой страны-импортера) национальным поставщикам выгодно проводить согласованную стратегию, направленную на полную реализацию своей рыночной силы и приближение ценообразования к монопольному, то есть устанавливать различные цены на природный газ (Р = р_m), а разница будет отражать не издержки транспортировки, а готовность потребителей платить. На внутреннем рынке общественно оптимально установить квазиконкурентное с регулируемыми или конкурентными ценами равновесие, в котором цена соответствует уровню долгосрочных предельных издержек (Р = с), тем самым максимизируя национальное общественное благосостояние. Иллюстрация этих положений представлена на рисунке 1.

Из теоретического анализа следует, что равнодоходное ценообразование на внутреннем газовом рынке (нетбэк — чистый доход за вычетом транспортных расходов и экспортных налогов, полученный на внешнем рынке) невыгодно для России. Оно приводит к потерям общественного благосостояния (безвозвратным потерям) в силу искусственно завышенной цены на газ внутри страны (которая в этом случае была бы равна р_m - transp), но, несомненно, выгодно производителям, так как приближает ценообразование к монопольному равновесию внутри страны.

При этом обсуждение наличия или отсутствия экспортной пошлины на газ в условиях сегментированности рынков в теории связано не с вопросами оптимального ценообразования внутри или за пределами страны, а исключительно с механизмом изъятия сверхприбыли, полученной на внешнем рынке¹². Таким образом, конструкция оптимального ценообразования может подразумевать как наличие экспортной пошлины на газ в качестве механизма изъятия в бюджет прибыли производителей на внешних рынках, так и ее отсутствие при другом способе изъятия монопольной прибыли (правила распределения дивидендов, контроль расходов, обязательства по инвестициям в инфраструктуру). Однако в обоих случаях на внутреннем рынке следует стремиться к ценообразованию, основанному на долгосрочных предельных издержках.

Отметим, что такой теоретический результат верен при выполнении некоторых упрощающих предпосылок. Во-первых, запасы ресурсов должны быть неограниченными как в текущий момент, так и в будущие периоды. В текущий момент наличие неограниченных запасов (при постоянных предельных издержках) определяет возможность производителя удовлетворить любой спрос как на внутреннем, так и на внешнем рынке. Важность отсутствия ограничений на объем ресурсов в будущие периоды объясняется тем, что если запасы исчерпаемы, то у производителя возникают стимулы к быстрейшему извлечению ресурсов или, наоборот, к их сохранению на будущие периоды. Такое поведение производителя зависит от реального повышения или снижения стоимости природного газа во времени, а также стоимости капитала, который можно привлечь. Если реальные цены на газ в долгосрочной перспективе характеризуются тенденцией к снижению, то производитель заинтересован в скорейшей разработке месторождения, чтобы вложить средства в альтернативные проекты, так как в будущие периоды его приведенная прибыль от добычи газа будет меньше. Наоборот, если реальная цена на природный газ растет, то производитель (и, возможно, общество в целом) заинтересован в консервации ресурса для его добычи в будущие периоды.

Во-вторых, такой теоретический оптимум достижим при условии, что параметры инфраструктуры (пропускная способность магистральных газопроводов и газораспределительной сети, мощность компрессорных станций) не ограничивают объем поставок, и производители могут поставить любой объем газа, на который потребитель предъявляет спрос.

В-третьих, важно наличие горизонтальной кривой предельных издержек. Если отказаться от этого предположения, то выбор рынка — внутреннего или внешнего — для первой поставки влияет на величину издержек, которые несет производитель. Тогда становятся заметными взаимоувязанные издержки, которые, по аналогии с перекрестным субсидированием, не позволяют производителю отдельно рассматривать ценообразование на внутреннем и внешнем рынках.

Безусловно, в реальной жизни наблюдаются все три названных аспекта, однако текущая ситуация на газовом рынке России близка к представленной выше стилизованной модели. По экспертным оценкам, мощности «Газпрома» и независимых производителей позволяют добывать и поставлять на внутренний и внешний рынки существенно больше газа, чем в настоящее время, с практически неизменными удельными издержками¹³.

Долгосрочные предельные издержки

Теоретический анализ оптимальной внутренней и внешней цены на газ можно использовать для создания инструментов регулирования или дерегулирования отрасли. Общественно оптимальное внутреннее ценообразование, реализуемое в точке пересечения кривой предельных издержек и кривой спроса и называемое в экономической литературе «первое наилучшее», как правило, практически недостижимо, так как в этом случае необходимо обсуждать механизмы субсидирования производителей. Как показано на рисунке 2, точка «первого наилучшего» находится ниже средних издержек (кривая АС), а значит, поставщики газа несут убытки.

В этих условиях происходит поиск «второго наилучшего», например пересечения кривой спроса и средних издержек, и делается предположение, что величина чистых потерь благосостояния (треугольник А на рис. 1) меньше, чем чистые издержки функционирования механизма субсидирования производителей. Здесь важно выяснить, что в экономической теории понимают под долгосрочными предельными издержками. Как правило, это величина предельного роста общих издержек при увеличении производства на одну единицу в долгосрочном периоде, когда все факторы производства переменные, а производитель использует наилучшую доступную технологию. Иными словами, это минимальное значение изменения издержек при изменении выпуска на единицу¹⁴. Однако понятие «изменение выпуска на единицу продукции в долгосрочном периоде» становится неоднозначным при ступенчатых функциях издержек. Во многих учебниках можно найти построение ступенчатой кривой¹⁵ предельных издержек и утверждение, что «первое наилучшее» есть точка пересечения предельных издержек и спроса, фактически — спроса и предельных издержек замыкающей мощности производителей.

Так, точка А лучше В (см. левую часть рис. 2), поскольку замыкающему производителю экономически выгодно произвести еще немного товара и, продавая его по более низкой цене (но выше своих предельных издержек, а фиксированные он уже понес, поэтому они не учитываются), удовлетворить возникающий спрос. Строго говоря, переход от точки В к точке А есть Парето-улучшение, в точке А Парето-улучшения нет, значит, точка А характеризует Парето-оптимальные объем производства и цену. В результате перехода от В к А чистые общественные потери будут сведены к минимуму.

Но возможно отклонение от этого классического рассуждения. Отметим, что под долгосрочными предельными издержками понимаются такие, которые несет производитель в период, далеко отстоящий от принятия решения о выходе на рынок и реализации всех фиксированных издержек: производитель «не помнит» их (руководствуется только переменными), а его финансисты не принимают их в расчет, составляя отчетность. Длительность периода рассмотрения и дискретные аспекты играют ключевую роль, так как иногда для изменения выпуска на единицу продукции в долгосрочном периоде нужно учитывать фиксированные издержки (в долгосрочном периоде все факторы производства становятся варьируемыми). Другими словами, иногда, чтобы произвести дополнительную единицу продукции в долгосрочном периоде, нужно построить еще одну электростанцию, ввести в эксплуатацию новое газовое месторождение, расширить газотранспортные мощности.

В графическом примере (см. правую часть рис. 2) это означает, что надо сравнивать потенциальную общественную выгоду от ввода замыкающей мощности (трапеция D) с фиксированными издержками ее ввода (прямоугольник FCдоп). Фиксированные издержки могут значительно превышать потенциальную общественную выгоду¹⁶, тогда вводить замыкающую мощность будет не выгодно. Строго говоря, в этом случае в точке С, а не в точках А или В, будет представлено общественно оптимальное сочетание объема и цены.

При оперировании понятием «долгосрочные предельные издержки», под которыми понимается «изменение выпуска на единицу продукции в долгосрочном периоде», неявно используется предпосылка о том, что фиксированные издержки ввода мощностей уже не важны: все они понесены производителем в прошлом и не влияют на решения об объеме производства в будущем. Однако если для выпуска дополнительной единицы продукции на повестке дня стоит вопрос о строительстве нового завода, новой электростанции, вводе нового нефтегазового месторождения, то необходимо рассматривать фиксированные издержки с точки зрения как общественного благосостояния, так и конкретных коммерческих стимулов¹⁷. Долгосрочные предельные издержки — важная теоретическая конструкция, которой полезно придерживаться для строгости рассуждения. Однако что под ней понимать на практике — переменные издержки замыкающего месторождения (если дополнительная единица газа поставляется с работающих мощностей) или средние издержки на вводимом месторождении (если оно становится замыкающей мощностью)¹⁸, — вопрос, открытый как на теоретическом, так и на практическом уровне.

Эволюция используемых в мире моделей ценообразования на природный газ наглядно показывает, как изменяется ценообразование, если нужно принимать решения о вводе новых месторождений, строительстве новых магистральных газопроводов, мощностей по сжижению и разжижению СПГ (см.: СЭХ, 2007) . В этом случае под долгосрочными предельными издержками понимают средние (а не переменные) издержки замыкающего месторождения, то есть того, переменные издержки добычи газа на котором наибольшие по сравнению с другими. Если решения о разработке новых месторождений уже приняты, газопроводы построены, первоначальные инвестиции окупились, то на первый план выходят долгосрочные предельные издержки, которые, наоборот, вычисляются как переменные (а не средние) издержки замыкающего месторождения.

С теоретической точки зрения из этого анализа можно сделать как минимум три вывода. Во-первых, нужно обсуждать подходы и модели внутреннего ценообразования. В ситуации, когда ни регуляторы отрасли, ни производители и потребители не располагают достоверной информацией об издержках производства и газоснабжения, любые точечные решения (директивное снижение издержек «Газпрома», выравнивание НДПИ между ним и независимыми производителями, отмена монополии на экспорт), как правило, нарушают статус-кво и приводят к непрогнозируемому экономическому результату. В случае капиталоемкой и социально значимой отрасли цена ошибки может быть слишком велика.

Во-вторых, концепция общественно оптимального ценообразования (равенства цены долгосрочным предельным издержкам), которая подразумевает максимизацию общественного благосостояния (излишек потребителя плюс прибыль производителя), выступает основой для обсуждения модели внутреннего ценообразования. Однако на практике, по соображениям общественной оптимальности, от нее придется отступить, поскольку нельзя статистически достоверно установить долгосрочные предельные издержки; невозможно напрямую субсидировать газодобывающие предприятия; необходимо обеспечить устойчивое развитие добывающих предприятий, которые в условиях незрелых финансовых рынков не могут функционировать при цене, равной предельным издержкам.

В-третьих, в условиях сегментированных рынков сетевого газа и при наличии инфраструктурных ограничений ценообразование внутреннего и внешнего рынков нужно связывать на уровне конкретных формул. В текущей ситуации, в отсутствие независимых арбитражеров, связь ценоообразования внешнего и внутреннего рынков отрицательно отразится на общественном благосостоянии. При этом вопрос распределения прибыли, полученной на внешнем рынке, между производителями и государством, то есть наличие или отсутствие экспортной пошлины на газ, нужно решать отдельно от вопросов внутреннего ценообразования.

О перекрестном субсидировании

Создание различных схем перекрестного субсидирования объясняют «особой заботой» о выбранных категориях потребителей и социальными последствиями в целом¹⁹. Оставляя за рамками целесообразность существования такого субсидирования, остановимся на его экономических аспектах. Отметим, что при определении самого термина «перекрестное субсидирование» консенсус еще не достигнут. Иногда под ним понимают наличие разных цен для разных потребителей, не отражающих разницу в издержках. Иногда имеется в виду, что цена поставки для одной категории потребителей устанавливается на уровне ниже средних издержек и даже ниже предельных. В дальнейшем будем использовать классическое определение: под перекрестным субсидированием мы понимаем финансирование издержек одних видов деятельности предприятия за счет прибыли от других ее видов (Rutherford, 1992), при этом не имеет значения, самоокупаемы они в долго- или краткосрочной перспективе. Важно, что прибыль от одного вида деятельности используется для финансирования издержек другого.

Ключевым внешним признаком существования перекрестного субсидирования выступает реализация товара определенной группе потребителей по цене ниже уровня предельных издержек производства, транспортировки и распределения²⁰. Таким образом, для покрытия издержек работы с одними потребителями используют выручку от работы с другими.

В российской газовой отрасли существуют как минимум три схемы перекрестного субсидирования: внутреннее межтерриториальное, между промышленностью и населением, между внешним и внутренним рынками²¹. При межрегиональном субсидировании цены в регионах устанавливают с учетом расстояния транспортировки природного газа от регионов добычи до регионов потребления. Чем ближе последние к месту добычи, тем выше норма рентабельности. По мере отдаления регионов потребления от регионов добычи она снижается, а в наиболее отдаленных становится отрицательной. Другими словами, при межрегиональном перекрестном субсидировании оптовые цены на газ сглажены (дифференциация существенно меньше той, которая в полной мере отражала бы реальные, а не трансфертные, издержки транспортировки), что можно трактовать как некую социальную справедливость. В результате могут приниматься неэффективные инвестиционные решения с точки зрения как газосбережения, так и территориального размещения газоемких производств.

Вторая схема перекрестного субсидирования позволяет компенсировать издержки при поставках газа населению за счет дополнительной прибыли от продажи газа промышленности. Отметим, что поставки газа населению связаны с большими издержками, в первую очередь из-за газораспределительной составляющей, которая существенно меньше при поставках крупным промышленным предприятиям. При этом цена на газ для населения в России не отражает величину реальных издержек и часто находится на уровне ниже цены для промышленности или сопоставима с ней.

В соответствии с третьей схемой перекрестного субсидирования прибыль, полученная на внешних рынках, становится источником или финансирования инвестиций, направленных на развитие/газификацию внутреннего рынка, или компенсации недостаточной прибыли на нем.

На рисунке 3 показано изменение величины общественного благосостояния в результате использования схемы межрегионального перекрестного субсидирования. При назначении государством в регионе цен, превышающих оптимальное значение (рисунок слева), возникают потери общественного благосостояния, поскольку часть потребителей при данной цене не способна приобрести товар (площадь С). Изменение прибыли производителя равно разности площадей А и В. В другом регионе, где цены устанавливаются на более низком уровне, чем в оптимальной точке (рисунок справа), появляются потери общественного благосостояния, поскольку производитель вынужден выпускать продукцию себе в убыток. Падение прибыли равно сумме площадей D и Е. Такое перераспределение прибыли от одного региона к другому искажает ценовые сигналы, что непосредственно сказывается на поведении потребителей. В регионах с уровнем цены ниже предельных издержек у потребителей не возникает стимулов значительно сократить потребление газа. У производителя газа в таких регионах отсутствуют стимулы к модернизации инфраструктуры, так как инвестиции заведомо не окупятся.

Таким образом, перекрестное субсидирование, приводящее к перераспределению общественного благосостояния, не максимизирует, а уменьшает совокупный выигрыш потребителя и производителя. В результате искажения ценовых стимулов возникают прямые потери аллокационной эффективности, газ потребляется не оптимально — в некоторых секторах избыточно, в некоторых — недостаточно относительно условий конкурентного рынка.

Целесообразность субсидирования российских потребителей газа за счет низких цен сомнительна, так как они препятствуют его эффективному использованию, тормозя процессы модернизации экономики. Рациональность такого подхода применительно к промышленности часто объясняют тем, что дешевые ресурсы позволяют производить недорогие, то есть конкурентоспособные на мировом рынке товары. Это утверждение справедливо при двух условиях: а) производители товаров, использующие дешевые ресурсы, направляют получаемую ценовую субсидию на поддержание низких цен на производимые товары, а не на покрытие собственной неэффективности и (или) получение сверхприбыли; б) на вырученные от продажи газа средства невозможно купить продукцию, аналогичную отечественной. Другими словами, только в отдельных случаях ценовая субсидия на входящие энергоресурсы, приводящая к снижению затрат на них по сравнению с долгосрочными предельными издержками, может служить инструментом достижения целей, которые перед ней поставлены.

Для населения вопрос ценового субсидирования в большей мере лежит в социальной плоскости, однако даже если такое решение принято, это далеко не лучший вариант. Перекрестное субсидирование в масштабах всей экономики работает плохо, поскольку на практике в основном субсидируется неэффективность отдельных отраслей. При обсуждении вопросов внутреннего и внешнего ценообразования надо стремиться не встраивать схемы перекрестного субсидирования в действующие механизмы. Если цена на товар не отражает издержки его производства, то это может стимулировать создание производств, стоимость факторов в которых превосходит стоимость производимой продукции²².

Изменение модели ценообразования в континентальной Европе

В последние годы в моделях ценообразования на природный газ в континентальной Европе наблюдается отход от долгосрочных контрактов на поставку природного газа в пользу спотовых²³. Отказ от классической модели ценообразования на газ, по которой осуществлялись поставки на протяжении 50 лет, можно связать как с внешними факторами, так и с изменением рыночной конъюнктуры. Внешним фактором был кризис 2008-2009 гг.

Классическая модель формирования контрактов в континентальной Европе подразумевала гарантию приобретения обозначенного объема природного газа: в случае закупки газа в меньшем объеме, чем указано в контракте, потребитель обязан уплатить штраф (Таке-ог-Рау Contracts). Так как контракты подписывают на длительные периоды (10-20 лет), потребитель сталкивается с риском, что в определенные периоды спрос будет ниже контрактного объема. Незначительные изменения спроса можно сгладить за счет хранения газа, однако во время кризиса падение спроса намного превышает изменения, связанные с годовой сезонностью. Проблема усугубляется падением спроса и в будущие периоды, даже после выхода из кризиса, что приводит к необходимости уплачивать штрафы на протяжении длительного времени. Заключение краткосрочных контрактов позволило значительно снизить штрафные платежи через механизм более гибкого формирования требований к объему поставок²⁴.

Очевидно, что против краткосрочных контрактов как основного инструмента совершения сделок выступают поставщики. Поскольку сроки окупаемости ввода месторождений и развития инфраструктуры достаточно велики, у поставщика есть риск снижения спроса на природный газ, что приведет к убыточности экономики того или иного проекта. Если раньше не существовало альтернативы трубопроводам для транспортировки газа, то революция в области его сжижения и транспортировки с использованием танкеров серьезно изменила структуру рынка и отчасти разрушила его сегментацию. В дальнейшем эти тенденции, как ожидается, будут усиливаться (UNECE, 2013).

Другая причина (конъюнктурная) трансформации модели ценообразования на газ — часто используемая в контрактах привязка цены на природный газ к цене на нефть или корзине нефтепродуктов. Рост цены на нефть в последние годы привел к тому, что цена на природный газ в долгосрочных контрактах значительно выросла, при этом на спот-рынке она повысилась не так существенно. В результате коммерческий интерес побуждает потребителей переключаться на спотовые контракты²⁵.

Кроме того, в последние годы, особенно в континентальной Европе, наблюдается постепенный переход от монополистической конкуренции поставщиков к монопсоническому поведению потребителей, то есть проведению согласованной политики по вопросам ценообразования в отношении разных поставщиков. Так, нередко звучат аргументы о «справедливости» цены для той или иной страны, когда разница в ценах на сетевой газ не отражает издержки транспортировки. Более того, распространена практика коллективных переговоров между многими потребителями и одним поставщиком по формуле цены.

При этом поставщик сетевого природного газа фактически лишен гибкости в выборе потребителей в связи с привязкой к газопроводящей инфраструктуре, а потребители могут заключать контракты как с поставщиком сетевого газа, так и с различными поставщиками СПГ. В результате при формировании контрактов переговорная сила потребителей газа возрастает, а их скоординированные стратегии из-за повышения прозрачности работы рынков (когда как аргумент в переговорах используют цены для других потребителей) только усиливают давление на сетевых поставщиков. Дальнейшее развитие рынка СПГ, увеличение танкерного флота, строительство новых сжижающих и регазифицирующих фабрик будут укреплять рыночную власть потребителей.

Неопределенности развития внутреннего рынка

Наблюдаемые изменения на рынках природного газа — как внутреннего, так и внешнего — свидетельствуют о необходимости пересмотреть модели ценообразования на природный газ. Важнейшей внутренней причиной выступает отсутствие в текущей модели внутреннего рынка де-факто возможности конкуренции между «Газпромом» и независимыми компаниями. Регулирование внутренних цен, которые устанавливают на региональном уровне с использованием схем перекрестного субсидирования, задуманное для ограничения роста внутренних цен, в настоящее время сдерживает их снижение. Точнее, поскольку внутренние цены на газ не отражают издержки его производства и транспортировки, возникают разнонаправленные стимулы: в регионах, расположенных рядом с месторождениями, в которых цены выше реальных издержек, регулирование сдерживает снижение цен, а в регионах, расположенных на удалении от месторождений, в которых регулируемые цены ниже реальных издержек, оно сдерживает их повышение.

Согласно микроэкономическим соображениям, при наличии возможности новые производители будут входить на рынок, цена на котором выше издержек. Сейчас независимые производители делают именно это²⁶. По факту, имея возможность предлагать цену ниже регулируемого уровня, они постепенно завоевывают регионы присутствия «Газпрома», которые рассматриваются как регионы-доноры для перекрестного субсидирования. В результате с каждым годом доля поставок газа «Газпромом» в регионы-доноры падает, а в регионы-реципиенты — растет. Такое положение фактически разрушает сложившуюся модель внутреннего рынка и перекрестного субсидирования. Ситуация усугубляется тем, что в субсидируемых регионах потребители имеют явные ценовые стимулы потреблять больше газа (а новые потребители — создавать свои производства в регионах-донорах) из-за его относительной дешевизны, что приводит к неэффективному использованию и отсутствию стимулов к модернизации. Необходимо решить несколько серьезных вопросов, чтобы существенно изменить модель внутреннего ценообразования.

Во-первых, для сглаживания потери прибыли «Газпромом» в наиболее рентабельных регионах надо предоставить ему возможность осуществлять собственную ценовую политику в сторону снижения цены на природный газ для крупных и надежных потребителей. С одной стороны, такое решение позволит навязать конкуренцию независимым производителям и сохранить на некоторое время работоспособность модели перекрестного субсидирования, а с другой — с большой вероятностью ограничит стремительное развитие и демпинг независимых производителей, возможный в результате более низкой налоговой нагрузки по НДПИ.

Во-вторых, нужно постепенно сокращать перекрестное субсидирование: межрегиональное, между промышленностью и населением, между внутренним и внешним рынками. Иными словами, внутренние цены на газ должны отражать реальные издержки, а социальная, выравнивающая функция если и останется впоследствии, то станет второстепенной. Наличие или отсутствие того или иного вида перекрестного субсидирования в экономике, на наш взгляд, в большей степени вопрос политический.

Постепенный отход от практики перекрестного субсидирования даст явный ценовой сигнал потребителям и обусловит необходимость модернизировать неэффективное производство. В то же время в текущей ситуации при быстром уменьшении перекрестного субсидирования в одних регионах цены заметно вырастут, а в других — несколько снизятся. При этом модернизация экономики тесно связана не только с физическим обновлением производственных мощностей, но и с их географическим перемещением: при отсутствии межрегионального перекрестного субсидирования технологически газоемкие производства выгоднее размещать ближе к газовым месторождениям, а не к рынкам сбыта готовой продукции. По сути, за долгие годы существования перекрестного субсидирования сложилась не только технологическая, но и географическая неэффективность газопотребления.

Закрепление за «Газпромом» роли «поставщика последней инстанции» во всех регионах (даже там, где его поставок уже нет) и для всех потребителей (даже тех, у кого увеличиваются неплатежи независимым производителям) следует отменить. На наш взгляд, такую ответственность надо возложить на всех поставщиков, которые присутствуют в регионе, а «Газпрому», как и независимым компаниям, предоставить право приостанавливать поставки газа потребителям с большой просроченной задолженностью (в том числе розничным). Важно и дальше упрощать процедуру доступа независимых производителей к трубопроводам и выравнивать тарифы на транспортировку газа между дочерними обществами «Газпрома» и независимыми производителями.

В области ценообразования на внешних рынках необходимо реформировать модель заключения экспортных контрактов. «Газпром» будет постепенно терять европейский рынок из-за превышения цены долгосрочных контрактов (которую эксперты часто связывают с надежностью поставок) над ценой поставок по спотовым контрактам и значительного роста экспорта СП Г²⁷. Ситуация еще больше усугубится по мере имплементации Третьего европейского энергопакета, появления нескольких глобальных арбитражеров — поставщиков СП Г на американский, европейский и азиатский рынки одновременно. Это уменьшит переговорную силу «Газпрома» по установлению цены и может привести к отказу некоторых европейских партнеров от заключения долгосрочных контрактов с привязкой цены на газ к цене нефтяной корзины. Снижение доли на европейском рынке невыгодно «Газпрому», что подтверждает начавшийся пересмотр подхода к формированию цены в контрактах²⁸.

Политику внешнего ценообразования нужно изменить, чтобы сохранить максимальную монопольную ренту и не потерять долю поставок на европейском рынке. Целесообразно отказаться от перекрестного субсидирования внутреннего рынка за счет внешнего даже в части финансирования инвестиционной программы. Это будет способствовать развитию внутреннего рынка природного газа и приблизит его структуру к сложившейся в развитых странах.

Варианты развития российского рынка газа

Чтобы оценить последствия возможных изменений во внутреннем ценообразовании на газ, представим дальнейшее развитие событий на внутреннем рынке в виде трех условных (модельных) вариантов: переход к равнодоходной цене (экспортному нетбэку); переход к оптимальному (с общественной точки зрения) внутреннему ценообразованию; переход к конкурентному ценообразованию.

Вариант I. Переход к равнодоходной цене на газ

Основные предпосылки:

• институциональная конструкция внутреннего российского рынка в кратко- и среднесрочной перспективе остается прежней. Независимые производители газа продолжают наращивать поставки в высокорентабельные для «Газпрома» регионы, последний полностью сохраняет практику перекрестного субсидирования и трансфертного ценообразования в своей Группе;
• внутренние регулируемые цены повышаются до уровня, равно-доходного с внешним;
• скорость институциональных преобразований низкая;
• ускоренно модернизируются базовые газопотребляющие отрасли.

По нашим оценкам, в результате внутренняя оптовая цена на газ вырастет примерно на 200%²⁹, но за счет сохранения практики перекрестного субсидирования внутренние цены будут по-прежнему искажать реальный уровень издержек, а их региональная дифференциация станет соответствовать текущей ситуации +/-30% от среднего уровня по России.

С точки зрения используемых инструментов экономической политики необходимо вернуться к решению о переходе к равнодоходной цене, который планировался с 2015 г. При установлении внутренних цен на регулируемом уровне раз в полгода или чаще волатильность внутренних оптовых цен во времени будет достаточно низкой.

Вариант II. Регулируемое внутреннее ценообразование на общественно оптимальном уровне

Основные предпосылки:

• оптовые цены на газ на внутреннем рынке остаются регулируемыми, однако устанавливаются исходя не из равнодоходного уровня с последующим выравниванием цен между регионами, а из сбалансированного учета интересов потребителей и производителей газа (общественно оптимальный уровень), что подразумевает установление оптовых цен на уровне долгосрочных предельных издержек (средние издержки замыкающего месторождения, газ с которого поставляется потребителю);
• уменьшается перекрестное субсидирование: оно постепенно устраняется между регионами, однако полученная на внешних рынках прибыль используется для финансирования инвестиционной программы «Газпрома» внутри страны, сохраняется практика снижения цен для населения за счет их повышения для промышленности;
• выравниваются тарифы на транспортировку газа для «Газпрома» (и его дочерних организаций) и независимых производителей, осуществляется модернизация и повышается эффективность работы дочерних газотранспортных организаций «Газпрома» (разработка программы повышения эффективности в транспортировке);
• «Газпром» заметно повышает эффективность работы и оптимизирует операционные издержки, конкурентные и избыточные виды деятельности выводят за корпоративный контур Группы «Газпром».

В результате реализации данного варианта внутренняя оптовая цена на газ поднимется в среднем на 40%³⁰, но из-за отказа от практики межрегионального перекрестного субсидирования оптовые цены в среднем в каждом регионе будут отражать реальный уровень долгосрочных предельных издержек, а их региональная дифференциация возрастет до уровня +/-40% от среднего по России.

С точки зрения используемых инструментов экономической политики требуется изменить подходы к внутреннему ценообразованию и регуляторную практику. Количественно переход к новой практике регулирования цен подразумевает плавное разноскоростное (по регионам) повышение цен на газ одновременно с расширением практики стимулирующего ценообразования, реализацией программ контроля обоснованности издержек и обеспечения прозрачности в деятельности производителей газа. К числу структурных мер по повышению эффективности субъектов естественных монополий (в добыче, транспортировке и распределении газа) относятся следующие.

1. Учет в ценах на газ возврата на инвестированный капитал (исключение инвестиционной составляющей из тарифа): формирование цены/ тарифа должно осуществляться на основе расчета обоснованных издержек и нормы прибыли, а инвестиционные программы — финансироваться за счет привлеченного капитала. Инвестиционная компонента в тарифе может остаться только в части обслуживания привлеченного капитала для реализации инвестиционных программ и начисления амортизации.
2. Меры контроля обоснованности издержек: разработка специальных процедур аудита (публичного ценового и технологического, формирующего многовариантный подход к развитию инфраструктуры), сравнительного мониторинга и нормирования издержек (себестоимости), а также стандартов раскрытия информации для компаний, цены на услуги которых регулируются, внедрение модели «позитивного конфликта» (между государственными и частными интересами) в компаниях с государственным участием.
3. Развитие норм обязательности конкурсных закупок всех товаров и услуг, в том числе финансовых, субъектами естественных монополий, компаниями с государственным участием для устранения схем вовлечения кэптивных подрядчиков.
4. Повышение прозрачности компаний-монополистов для потребителя: разработка обязательных норм раскрытия информации о доступности подключения, состоянии сетей и качестве оказания услуг.
5. Внедрение практики стимулирующего ценообразования для субъектов естественных монополий, что позволяет предсказуемым образом распределять выгоды от повышения эффективности производства услуг между ними и потребителями с учетом изменения внешних обстоятельств (темпов инфляции) и при условии соблюдения требований к качеству услуг, а также регионального ценообразования на газораспределение на основе сравнительного анализа.

Вариант III. Долгосрочные контракты и биржевое внутреннее ценообразование

В рамках этого варианта предполагается существенно расширить конкуренцию на внутреннем рынке, провести институциональные и налоговые преобразования в отрасли, направленные на выравнивание условий работы производителей газа (доступ к газотранспортной системе, налоговые ставки), и институциональные реформы в ОАО «Газпром» и дочерних обществах. Эти преобразования будут способствовать выявлению и публичному анализу центров генерации прибыли и убытков, заметно повысят стимулы потребителей к газосбережению.

Механизм формирования внутренней цены может предполагать двойной режим, в котором: а) часть газа для промышленных потребителей и населения (в обязательном порядке) контрактуется долгосрочным образом с производителями; б) для части газа цена формируется оператором газовой торговой площадки (биржа газа, площадки электронной торговли, газовые хабы). При этом регулирующий орган может устанавливать одинаковую для всех производителей обязательную долю продаж на торговой площадке в общей добыче. Институциональная роль операторов торговых площадок состоит в балансировании (в различных точках газотранспортной системы) заявок производителей и потребителей и определении рыночной цены на газ. При этом услуги независимых от газотранспортных и газораспределительных организаций производителей могут регулироваться государством на уровне их долгосрочных предельных издержек (через различные механизмы регулирования естественно-монопольных секторов).

Чтобы не допустить возможный дефицит газа на внутреннем рынке, регулирующий орган в режиме «ручного» управления может устанавливать только для некоторых (не всех) месторождений возможность продажи на экспорт через независимого оператора. Такой оператор, за которым закрепляется монополия на экспорт сетевого газа (для максимизации общественного благосостояния), покупает газ на «экспортных» месторождениях (или часть газа, выделенную в объеме добычи) посредством долгосрочных контрактов по цене, привязанной к уровню их долгосрочных предельных издержек. Экономика «экспортных» месторождений регулируется подобно субъектам естественных монополий.

Представленная выше схема взаимодействия производителей, потребителей, оператора магистральной транспортировки, операторов газораспределения, оператора торговых площадок, экспортного оператора и регулирующих органов не жесткая и, безусловно, нуждается в проработке отраслевыми профессионалами. Главное: реализация данного варианта должна привести к существенному расширению механизмов рыночного ценообразования на внутреннем рынке.

По нашим расчетам, в таком случае внутренняя оптовая цена на газ повысится в среднем на 30%³¹, а из-за возросшей роли механизмов рыночного ценообразования на газ можно будет отказаться от практики перекрестного субсидирования между различными категориями потребителей в экономике производителей. Региональная дифференциация цен составит около +/- 40% от среднего уровня по России, при этом характер ценообразования на торговых площадках будет предполагать существенную волатильность цен. Однако, поскольку значимую долю будут занимать долгосрочные прямые контракты, в целом по России волатильность не будет значительной.

С теоретической точки зрения инструменты макроэкономической политики в данном варианте, на наш взгляд, наиболее прозрачны, но в практическом плане они, конечно, намного сложнее. В первую очередь отметим, что быстро перейти от текущего состояния к варианту III вряд ли возможно в силу значительных региональных расхождений в ценах на газ для потребителей. Повышение цен на фоне быстрого отказа от практики перекрестного субсидирования может вызвать эффект ценового шока у потребителей и негативно отразиться на макроэкономической динамике в целом. Поэтому целесообразно перейти к варианту III после институционального переформатирования, предусмотренного вариантом И, при котором путем плавного «нащупывания» будут устранены искаженные ценовые пропорции. Таким образом, вариант III предполагает дополнительно к варианту II следующую перспективу развития рынка:

• создание институциональных предпосылок модернизации сектора газодобычи, переработки, транспортировки и хранения и, как следствие, устранение искажающих ценовых пропорций, приводящих к избыточному потреблению энергоресурсов в российской экономике;
• изменение налогового регулирования газовой отрасли, в том числе путем повышения ставок НДПИ на природный газ (в первую очередь для независимых производителей), что сблизит уровень налоговой нагрузки в газовом и нефтяном секторах, обеспечит более полное изъятие газовой ренты и увеличит доходы государственного бюджета;
• внедрение практики открытой и честной конкуренции между всеми производителями газа на основе разработки институциональной базы продаж через долгосрочные контракты и торговые площадки, создание независимых региональных торговых площадок (с физической поставкой в узловых точках ГТС);
• разработку эффективных механизмов регулирования деятельности транспортного оператора.

Предпосылки и последствия трех предложенных вариантов представлены в таблице. Видно, что в вариантах II и III с наиболее интенсивными институциональными реформами ожидается наименьшее повышение (+30-40%) внутренних цен. Хотя оба варианта предполагают бблыпую региональную дифференциацию цен за счет устранения практики перекрестного субсидирования (что позволит сформировать адекватные ценовые стимулы для потребителей), они более предпочтительны, чем вариант I, так как ценообразование на внутреннем и внешнем рынках не связывается жесткими формулами. Другими словами, варианты II и III позволяют избежать завышения цен внутри страны, возникающего в результате переноса ценовых сигналов с внешних рынков.

Таблица

Основные характеристики возможного развития внутреннего ценообразования на газ

Предпосылка	Вариант I: переход к равнодоходному уровню	Вариант II: регулируемое ценообразование на общественно оптимальном уровне	Вариант III: долгосрочные контракты плюс биржевое ценообразование
Отсутствие перекрестного субсидирования между ближними к месторождениям и дальними регионами	-	+	+
Отсутствие перекрестного субсидирования между внутренним и внешним рынками	-	Остается только в инвестиционной части	Остается только в инвестиционной части
Отсутствие перекрестного субсидирования между промышленностью и населением	-	-	+
Институциональная модернизация и повышение эффективности деятельности Грутты 4 Газпром»	-	+	+
Изменение налогового регулирования газовой отрасли	-	-	+
Выделение независимых региональных торговых площадок (биржа газа и производных финансовых инструментов, площадки электронной торговли, газовые хабы)	-	-	+
Регулирование внутренних цен государством	+	+	-
Оценка основных последствий
Средний уровень оптовых цен	+200%	+40%	+30;
Региональная дифференциация цен	Низкая	Средняя	Средняя
Волатильность цен	Низкая	Отсутствует	Средняя
Рентабельность ОАО «Газпром»	Существенно улучшается	Незначительно улучшается	Находится на среднем по экономике уровне
Рентабельность независимых производителей газа	Существенно улучшается	Улучшается	Находится на среднем по экономике уровне
Экономика потребителей газа Макроэкономика России в целом: краткосрочное влияние	Высокие стимулы к модернизации ИПЦ: +4,4 п. п. ВВП: -4,0 п.п.	Высокие стимулы к модернизации ИПЦ: +0,88 п. п. ВВП: -0,80 п. л	Средние стимулы к модернизации ИПЦ: +0,66 п. п. ВВП: -0,60 п. п.

Отметим потенциальное влияние на экономику производителей газа. В случае установления равнодоходного уровня (вариант I) независимые производители выигрывают больше всего в силу существенного повышения цен, расширения работы с высокорентабельными регионами «Газпрома» (в которых он из-за перекрестного субсидирования вынужден устанавливать высокие цены) и отсутствия выравнивания налоговой нагрузки на различных производителей. В варианте II экономика независимых производителей также улучшается по сравнению с текущей ситуацией за счет повышения цен и сохранения разницы в НДПИ с «Газпромом». Вариант III предполагает выравнивание рентабельности деятельности со средней по экономике. Для самого «Газпрома» ситуация несколько иная: вариант II предусматривает наибольший рост рентабельности за счет роста цен и устранения практики перекрестного субсидирования; вариант I — улучшение экономических показателей из-за роста цен, но конкуренция с находящимися в лучших налоговых условиях независимыми производителями снижает положительный эффект; вариант III также приводит к выравниванию рентабельности на общероссийском уровне за счет большего использования рыночных принципов во внутреннем ценообразовании.

По нашим оценкам, при сохранении практики перекрестного субсидирования у большинства потребителей вследствие искаженных рыночных сигналов не возникнет существенных стимулов к газосбережению, а при ее устранении в рамках проведения институциональных преобразований и переходе к рыночному ценообразованию они появятся. Наибольший интерес представляют оценки влияния изменений на макроэкономические аспекты, ключевые из которых — ВВП и ИПЦ. Наши оценки краткосрочной эластичности ИПЦ и ВВП по ценам на газ³² составляют 0,022 и -0,02 соответственно. Другими словами, в краткосрочной перспективе повышение цен на газ в среднем в России на 10 п. п. обеспечивает 0,22 п. п. годовой инфляции и тормозит на 0,2 п. п. рост ВВП.

Безусловно, важен региональный аспект, так как в субсидируемых в настоящее время регионах даже при 30-процентном росте цены на газ в среднем по России при отмене субсидирования цена вырастет сильнее. Исходя из модельных расчетов, повышение внутренних цен на газ менее чем на 10% в год за счет постепенной структурной перестройки экономики не приводит к абсолютному сокращению выпуска ни в одном секторе экономики ни в одном регионе. Таким образом, переход к варианту И или III будет относительно безболезненным для совокупного выпуска в течение 5-7 лет с учетом региональной специфики. Отметим, что модельные расчеты учитывают только технологическую неэффективность газопотребления, а сложившуюся за время существования перекрестного субсидирования географическую неэффективность нужно изучать более тонкими методами, оценивая выгоды и издержки перемещения газоемких производств или создания новых в регионах с более коротким плечом транспортировки.

---

Представленные в работе теоретические соображения и реальная практика позволяют заключить, что необходимость изменить модели ценообразования на природный газ давно назрела. Его неэффективное использование, наличие перекрестного субсидирования и потеря «Газпромом» рентабельных регионов, что подрывает его функционирование, явным образом подталкивают к трансформации внутреннего рынка. Заниженные внутренние цены на газ приводят к его пере- и неэффективному потреблению, искаженные перекрестным субсидированием региональные цены посылают ложные сигналы промышленности, а «Газпром» выполняет много функций «министерства» газовой промышленности с присущей ему коммерческой негибкостью, отсутствием прозрачности работы отрасли в целом. Все это заставляет задуматься об изменении институциональных правил работы отрасли. Переход к равнодоходному ценообразованию не выгоден российской экономике с точки зрения как благосостояния в целом, так и ограничения экономического роста из-за слишком сильного повышения цен.

На наш взгляд, наиболее привлекательным вариантом, который максимально отражает интересы российского общества (потребителей, производителей и государства), будет плавный (в течение 3-5 лет) переход к варианту II с последующим (в течение 5-7 лет) переходом к варианту III. При этом краткосрочное негативное влияние роста цен на газ на ВВП и ИПЦ уже в среднесрочной перспективе может быть нивелировано повышением эффективности газопотребляющих отраслей. Важно, что с учетом текущей геополитической ситуации особенно актуальны меры, направленные на повышение благосостояния и конкурентоспособности российской экономики.

---

¹ BP Statistical Review of World Energy 2014. www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/ energy-economics/sUtistic^-i^iew^f-worid-enei^/countiy-and-regional-insights /russia-insights.html.

² Расчеты авторов на основе данных Минфина России и ЦБ РФ.

³ См.: Идрисов, Синельников-Мурылев, 2014; Дробышевский, Синельников-Мурылев, 2012.

⁴ Постановление Правительства РФ № 333 от 28.05.2007 г. «О совершенствовании государственного регулирования цен на газ».

⁵ Этим постановлением были разграничены механизмы ценообразования для старых и новых потребителей. Оптовые потребители газа были разделены на два типа в зависимости от времени заключения первого контракта на поставку газа. Старыми считались заключившие первый контракт до 1 июля 2007 г. Для них цена на газ определялась по принципу «затраты +». Для новых потребителей, заключивших первый контракт после 1 июля 2007 г., оптовая цена на газ определялась в диапазоне от уровня цен «затраты +» до уровня цен «затраты +» плюс процент, устанавливаемый правительством.

⁶ За день до осуществления предусмотренного Постановлением Правительства РФ № 333 перехода к ценообразованию по принципу равнодоходности, 31 декабря 2010 г., пункт 15.2 этого постановления был отменен Постановлением Правительства РФ № 1205, а немедленный переход к равнодоходности заменен ее поэтапным достижением.

⁷ На региональном уровне в формуле принимался во внимание «поясной» коэффициент, который отражал степень межрегионального перекрестного субсидирования.

⁸ Встреча премьер-министра Д. А. Медведева с членами Общероссийской общественной организации «Деловая Россия» 26 июня 2013 г. http://government.ru/news/2653.

⁹ Под сетевым природным газом понимается газ, поставляемый через систему магистральных и распределительных газопроводов.

¹⁰ При сложившейся практике взаимодействия экономических агентов, осуществляющих газоснабжение отдельных регионов, в рамках которой место поставки (в какую страну/регион заведен магистральный газопровод или к какому предприятию или населенному пункту подведена газораспределительная сеть) позволяет однозначно установить конкретного потребителя.

¹¹ По мере развития поставок сжиженного природного газа (СПГ), по всей видимости, международная сегментация сетевых газовых рынков будет разрушена. Другими словами, разницу в ценах на газ между европейским, ближневосточным, американским и азиатским рынками будут определять исключительно транспортные издержки доставки СПГ.

¹² Идрисов, Синельников-Мурылев. 2011.

¹³ Сейчас ценообразование на внутреннем и внешнем рынках нужно рассматривать отдельно, а взаимоувязка механизмов внутреннего и внешнего ценообразования сегодня выглядит с теоретической точки зрения достаточно искусственной.

¹⁴ Varian, 1992.

¹⁵ Ступенчатость, как правило, возникает, если производство дополнительной единицы товара связано с отличными от предыдущих предельными издержками: для увеличения производства необходимо дискретно нарастить производственные мощности.

¹⁶ Это означает, что кривая АС пересечет кривую спроса в точке С.

¹⁷ Переход от точки С к точке А в рыночных условиях должен быть выгоден не только обществу в целом, но и отдельному производителю. Для этого на практике, возможно, потребуется ввести механизм перераспределения потенциального излишка потребителя в пользу производителя.

¹⁸ Даже в предположении, что и переменные издержки существующих месторождений, и средние перспективных можно количественно измерить с достаточной достоверностью.

¹⁹ Hancher, Buendia Sierra, 1998.

²⁰ На практике можно использовать более слабый критерий относительно средних издержек, если допустимо их распределять между потребителями, например, пропорционально объемам. Ситуация, в которой имеют место различные цены для разных потребителей, не обязательно будет относиться к перекрестному субсидированию, а может быть просто формой ценовой дискриминации на рынке. В этом случае для всех категорий потребителей цены могут быть разными, но везде выше предельных/средних издержек, то есть на разных сегментах потребителей производитель зарабатывает разную маржу.

²¹ Интервью главы ФСТ России С. Новикова И А «Интерфакс*. 2006. 6 окт. www.fstrf.ru/ press/interview/23.

²² Это производство отрицательной добавленной стоимости. В частности, такая ситуация наблюдается в российской нефтепереработке (см.: Идрисов, Синельников-Мурылев, 2011).

²³ European Commission, 2013; Natural Gas Europe, www.naturalgaseurope.com/a-change-in-natural-gas-pricing-for-europe.

²⁴ The Economist. 2014. January 4. www.economist.com/news/business/21592639-european-efforts-reduce-russian-state-owned-companys-sway-over-gas-prices-have-been.

²⁵ ИА Bloomberg, www.bloomberg.com/news/2014-04-29/gazprom-2013-net-falls-to-l-14-trillion-rubles-below-estimates.html; The Financial Times. www.ft.com/cms/s/0/3b79b0e4-e284-lte3-a829-00144feabdc0.html#axzz38C3GHoDl; Reuters, http://uk.reuters.com/article/2013/08/14/ energy-gas-oil-idUKL6N0G32RX20130814.

²⁶ Ведомости. 2012. 13 дек. www.vedomosti.ru/opinion/news/7132131/novatek.

²⁷ European Commission, 2013.

²⁸ РБК. 2014. 14 авг. http://top.rbc.ru/economics/14/08/2014/942749.shtml#xtor= AL-%5Binternal_traffic%5D—%5Brbc.ru%5D-%5Bmain_body%5D-%5Bitem_4%5D.

²⁹ Внутренняя цена становится равна экспортной цене на газ 4Газпрома» на границе с Германией за вычетом таможенной пошлины и дополнительной стоимости транспортировки экспортного природного газа. Модельные расчеты проведены на основе данных, публикуемых на сайтах ОАО «Газпром», ФСТ России, Банка России.

³⁰ Этот рост обусловлен необходимостью включить в тариф дисконтированные платежи, необходимые для возврата заемного капитала (финансирование инвестиционной программы развития в секторах добычи и транспортировки газа). Модельные расчеты проведены на основе данных Росстата, ФСТ России и бухгалтерской отчетности ОАО «Газпром».

³¹ Расчеты в целом аналогичны варианту II, но дополнительно предполагаются существенное расширение конкуренции и развитие рыночных способов ценообразования.

³² Методология проведенных оценок соответствует использованной в: Бобылев и др., 2002. Переоценка регрессионных уравнений для получения точечных оценок эластичности ВВП и ИЦП по ценам на газ проведена на данных 2002-2012 гг. Приведенные оценки эластичности значимы на уровне 1%.

---

Список литературы

Бобылев Ю., Дашкеев В., Изряднова О., Кадочников П., Полевой Д. (2002). Внешние и внутренние факторы развития реального сектора экономики России (топливно-сырьевой комплекс и электроэнергетика). ML: ИЭПП. [Bobylev Y., Dashkeev V., Izryadnova О., Kadochnikov P., Polevoy D. (2002). External and Internal Drivers for Russian Real Sector Development (Raw Energy and Electricity Sectors). Moscow: Institute for the Economy in Transition Publ. (In Russian).]

Дробышевский С., Синельников-Мурылев С. (2012). Макроэкономические предпосылки реализации новой модели роста // Вопросы экономики. М° 9. С. 4-24. [Drobyshevsky S., Sinelnikov-Murylev S. (2012). Macroeconomic Preconditions of Realization of a New Growth Model. Voprosy Ekonomiki, No. 9, pp. 4-24. (In Russian).]

Идрисов Г. И., Синельников-Мурылев С. Г. (2011). Экспортная пошлина на нефть: отменить нельзя сохранить // Нефть России. 12. Декабрь. С. 72-77. [Idrisov G. I., Sinelnikov-Murylev S. G. (2011). Oil Export Duty: Cancel or Preserve. Neft Rossii, No. 12, pp. 72-77. (In Russian).]

Идрисов Г., Синельников-Мурылев С. (2014). Формирование предпосылок долгосрочного роста: как их понимать? // Вопросы экономики. Jsfe 3. С. 4—20. [Idrisov G., Sinelnikov-Murylev S. (2014). Forming Sources of Long-run Growth: How to Understand Them? Voprosy Ekonomiki, No. 3, pp. 4-20. (In Russian).]

СЭХ (2007). Цена энергии. Международные механизмы формирования цен на нефть и газ. Секретариат Энергетической Хартии. [ECS (2007). Putting a Price on Energy: International Pricing Mechanisms for Oil and Gas. Brussels: Energy Charter Secretariat. (In Russian).]

European Commission (2013). Quarterly Report on European Gas Markets. DG Energy, Vol. 6, Issue 2.

Hancher L., Buendia Sierra J.-L. (1998). Cross-Subsidization and EU Law. Common Market Law Review, No. 35, pp. 901—945.

Rutherford D. (1992). Dictionary of Economics. N.Y.: Routledge.

Schmalensee R. (1981). Output and Welfare Implications of Monopolistic Third-degree Price Discrimination. American Economic Review, Vol. 71, No. 1, pp. 242—247.

Stigler G. (1966). Theory of Price. New York: Macmillan.

Varian H. R. (1985). Price Discrimination and Social Welfare. American Economic Review, Vol. 75, No 4, pp. 870-875.

Varian H. R. (1989). Price Discrimination. In: Schmalensee R., Willig R. D. (eds.). Handbook of Industrial Organization. Amsterdam: North Holland, Vol. I, ch. 10, pp. 597-654.

Varian H. R. (1992). Microeconomic Analysis. N.Y., London: W.W. Norton & Co.

UNECE (2013). Study on Current Status and Perspectives for LNG in the UNECE Region. Geneva: United Nations.