ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ А.И. Кузовкин, В

ОТРАСЛИ И МЕЖОТРАСЛЕВЫЕ КОМПЛЕКСЫ
А.И. Кузовкин, В.М. Яценко
МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАВИСИМОСТИ СПРОСА НА ГАЗ ОТ ЦЕНЫ
И ТЕМПОВ РОСТА ВВП НА ВНУТРЕННЕМ И ВНЕШНЕМ РЫНКАХ
В статье рассматриваются вопросы ценообразования на природный газ в Европе и России. Построены регрессионные модели зависимости спроса на российский газ в ЕС от его экспортной цены
и темпов роста ВВП в ЕС (дальнее зарубежье). Построены адекватные регрессионные модели зависимости спроса на газ на внутреннем рынке от цены газа и темпов роста ВВП России. Определены
коэффициенты эластичности спроса на газ от его цены и темпов роста ВВП для ЕС и России. Дана
оценка зависимости инфляции и темпов роста ВВП России от цены на газ.
Формирование цен в долгосрочных газовых экспортных контрактах. При экспортных поставках в Европу газа (поставляемого по трубопроводам большой протяженности российского и алжирского газа, перекачиваемого по морским трубопроводам норвежского газа и сжиженного природного газа из Алжира и Нигерии) требовалось покрывать высокие капитальные затраты, поэтому было экономически нецелесообразно в таких экспортных контрактах обеспечивать гибкость цен, требуемую рынком. Вместо этого в них предусматривалась минимальная годовая плата, соответствовавшая коэффициенту использования газотранспортной инфраструктуры, в создание которой были вложены крупные средства. Такая минимальная плата служила гарантией возврата инвестиций и получения минимальной ресурсной ренты. В долгосрочных контрактах (на 20-30
лет) заложен принцип «бери или плати», по которому покупатель газа обязан оплатить
(до 90 %) газ в случае, если он от него отказывается.
Доклад 2007 г. Генерального директората Европейской комиссии по конкуренции о проведенном в газовом секторе опросе отражает результат этого развития
событий. В докладе показано сходство усредненных механизмов индексации цен
на газ для экспортной продукции из Нидерландов, Норвегии и России, поставляемой в страны ЕС-25 – с привязкой к газойлю на уровне 52-55% и к тяжелому топочному мазуту на уровне 35-39%. При этом общая привязка к ценам котельнопечных нефтепродуктов составляет примерно 87-92%, а оставшаяся часть ценовой
формулы устанавливается странами по-разному: она может быть привязана к инфляции, углю, сырой нефти или быть фиксированной [1]. Кроме того, приведенные
в докладе уровни цен, весьма сходны в случае России и Норвегии, а несколько более высокая цена на голландский газ отражает лучшую структуру его поставок [2].
В отличие от этого алжирский газ, цена которого соответствует уровню цен
российского и норвежского газа, привязывается, главным образом, к сырой нефти – примерно на 70% по сравнению с 6%, приходящимися на мазут, и 19% на газойль, а остальное относится на инфляцию.
В докладе также проводится сопоставление усредненных привязок газовых цен
по импортным контрактам в Западной Европе (страны ЕС-15) и Восточной Европе
(страны ЕС-10). В то время как показатели привязки к газойлю в Западной и Восточной Европе почти идентичны (50% и 47% соответственно), остальная часть
формулы в Восточной Европе практически полностью привязана к тяжелому мазуту (48%), в то время как в Западной Европе привязка к тяжелому мазуту составляет
всего 30%, а остаток привязывается к более сложным индексам.
125
А.И. Кузовкин, В.М. Яценко
Однако цена на газ, поставляемый Россией бывшим советским республикам (за
частичным исключением балтийских государств), оставалась существенно ниже цены
экспорта газа в Центральную и Западную Европу даже с учетом корректировки на
транспортные издержки. Резкое повышение цен на нефть и газ в 2005 г. еще более увеличило разницу между «политическим» и «рыночным» ценообразованием.
С 2004-2005 гг. Россия заявляла о том, что более не желает поставлять газ на экспорт по нерыночным ценам. В свою очередь ОАО «Газпром» выступило с инициативой по реструктуризации договоренностей с бывшими советскими республиками в
части газоснабжения и разделения транзита и поставок газа. Цель заключалась во внедрении в сферу газоснабжения нового принципа ценообразования нетбэк: при расчете
рыночной цены газа в качестве точки отсчета российская сторона принимает цену на
рынках ЕС в конечном пункте трубопровода (Германия, Франция, Италия) и вычитает
из нее затраты на транспортировку между соответствующей страной-импортером и
странами, в которых находится конечный пункт трубопровода.
Объявленная ОАО «Газпром» задача состоит в достижении равной доходности
его операций по экспорту газа в бывшие советские республики и страны ЕС.
С точки зрения России как собственника ресурсов ЕС в данном случае служит естественным эталоном в расчете чистой экспортной цены нетбэк, поскольку он является крупнейшим экспортным рынком России с наибольшей доходностью и потенциальным дополнительным спросом на российский газ.
Реструктуризация указанных договоренностей осложняется тем, что в течение
многих лет ОАО «Газпром» производило оплату услуг по транзиту газа натурой,
т.е. поставками газа, объемы которого рассчитывались по условным, нерыночным
ценам. Это обусловило отсутствие прозрачности и затрудняло переход на рыночные
принципы в сфере поставок газа и его транзита. В результате нового подхода к формированию цен только меньшая часть газового сектора в бывших советских республиках
сможет позволить себе приобретать газ по новой импортной цене, а цены для населения
придется повысить. Это создаст значительные социальные и экономические проблемы, но вместе с тем будет способствовать усилиям по обеспечению более эффективного потребления газа [2].
Как показано выше, экспортные цены на российский природный газ зависят от
стоимости корзины нефтепродуктов и в конечном счете мировой цены на нефть.
Поэтому важной задачей является прогноз мировых цен на нефть на основе использования экономико-математического моделирования.
В прогнозе долгосрочных цен на нефть, разработанном в 2007 г. американскими
и китайскими экономистами [3], на основе математических моделей, показано, что
суммарная тенденция изменения цен на сырую нефть с 2000 по 2008 г. является
восходящей, а после 2008 г. – нисходящей (со 110 долл./барр. до 70 долл./барр. в
2010-2012 гг.). Таким образом, 2008 г. можно рассматривать как поворотную точку
в динамике цен на сырую нефть.
Рост цен на нефть с 2001 по 2008 г. объясняется следующими факторами. Вопервых, быстрый рост мировой экономики (особенно Китая, Индии и других развивающихся стран) в значительной степени способствовал увеличению спроса на
сырую нефть, стимулируя рост цен начиная с 2001 г. Во-вторых, нестабильность
политической ситуации в главных районах производства нефти (Ближний Восток,
Африка) порождает неуверенность в надежности поставок сырой нефти, способствуя все большему повышению цен на нее.
Тенденция снижения цен на нефть после июля 2008 г. связаны с тем, что при
постоянном увеличении цен на сырую нефть создаются и совершенствуются способы замены данного энергоносителя. Таким образом, существующая в настоящее
126
Моделирование зависимости спроса на газ от цены и темпов роста ВВП
время цена на сырую нефть начнет понижаться шаг за шагом, но общий ценовой
уровень останется все еще высоким.
Приведенный в работе [3] прогноз падения цен на нефть до уровня
70 долл./барр. к 2010-2012 гг. соответствует прогнозу для нефтяного рынка США,
разработанному Zili Yang [4] на основе игровой модели Курно-Нэша. Модель учитывает влияние освоения нефтяных месторождений арктического заповедника
Аляски (США) на поведение ОПЕК и мировые цены на нефть. Полученные результаты дают оптимальные стратегии игроков (равновесие Нэша) и прогнозные долгосрочные цены на нефть на рынке США на период 2005-2025 гг.
Из прогноза следует, что цены на нефть в США возрастут с 60 долл./барр. в
2005 г. до 70 долл./барр. в 2025 г. (в ценах 2004 г.). Следует полагать, что и мировая цена на нефть на рынках Европы и Азии также будет находиться в этих пределах, поскольку она практически одинакова на всех рынках. По нашей оценке, эти
прогнозные долгосрочные цены можно принять в качестве нижней границы мировой цены на нефть в 2010-2012 гг.
Удивительно то, что указанные прогнозы были разработаны в 2006-2007 гг. в
период непрерывного подъема мировых цен на нефть. В 2008 г. мировые цены
снизились со 140 долл./барр. в июле до 70-60 долл./барр. в октябре. В июле 2009 г.
лидеры стран «Большой восьмерки» (G8) согласились, что справедливая стоимость
нефти составляет 70-80 долл./барр. Об этом сообщает AFP со ссылкой на заявление
Президента РФ Д. Медведева [5].
Согласно прогнозу WTI (консенсус мировых энергетических агентств, банков и
экспертов от 17.04.2010 г.) цена на нефть составила:
Год
Цена, долл./барр.
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
80,68
87,10
93,19
91,91
91,01
105,17
80,00
По данным Департамента Энергетики США, цена на нефть в 2015 г. составит
95 долл./барр. (в ценах 2008 г.) [6].
Согласно расчетам британской ВР, в 2009 г. глобальное потребление энергоносителей снизилось впервые за 28 лет – на 1,1% (до 11,16 млн. т нефтяного эквивалента), потребление нефти – на 1,7%. Доля газа в структуре потребления энергоносителей сократилась на 2,1%. Доля угля увеличилась до 29,4 %, достигнув максимального значения после 1970 г. [7].
Мировой экспорт сжиженного природного газа (СПГ) сократился в 2009 г. на 7,2%,
до 242,8 млрд. куб. м, тогда как объем торговли трубопроводным газом в целом возрос
на 7,7%, до 876,5 млрд. куб. м, но в целом объем производства газа сократился впервые
на 2,1%. Наиболее резким было сокращение добычи в России (на 12,1%) и Туркмении
(на 44,8%). Общее потребление газа снизилось также на 2,1%, в том числе в России –
на 6,1%, в странах ОЭСР – на 3,1%. Добыча газа в США в 2009 г. увеличилась на 3,5%,
до 593,4 млрд. куб. м, в Канаде сократилась на 6,7%, до 161,4 млрд. куб. м.
В первые пять месяцев 2010 г. спрос оставался низким. Этому способствовал долговой кризис в Европе и попытка Китая замедлить темпы развития экономики во избежание «перегрева». В дальнейшем спрос на газ будет опережать потребление других видов топлива, особенно в Китае, причем СПГ начнет замещать уголь [7].
Сланцевый газ. Бурное развитие добычи сланцевого газа в США за последние
два года связано с использованием гидроразрыва пластов и горизонтального буре127
А.И. Кузовкин, В.М. Яценко
ния. Рост добычи стал возможным также благодаря тому, что правительство США
отменило законодательные ограничения на применение метода гидроразрыва пластов (который не является экологичным).
Даже несмотря на технологическую революцию в добыче сланцевого газа в
США, коэффициент извлечения до сих пор не так высок, как при добыче традиционного газа. Изначально более низкая концентрация газа в сланцах ограничивает
добычу газа и приводит к быстрому истощению месторождений. Например, скважины, пробуренные на крупнейшем месторождении сланцевого газа в США – Барнетт в Техасе – ко второму году эксплуатации снижали свой дебет на 37%, а к
третьему году на 50% по сравнению с первым годом. Таким образом, вся экономика добычи сланцевого газа основывается на постоянном бурении и поддержании
эксплуатационных характеристик уже пробуренных скважин.
Международное энергетическое агентство (МЭА) в своем отчете World Energy Outlook-2009 полагает, что в глобальном масштабе доля газа из нетрадиционных источников энергии увеличится с 12% в 2007 г. до 15% в 2030 г. По прогнозам МЭА, добыча
сланцевого газа в ближайшие десятилетия будет вестись в основном в США и Канаде.
В Азиатско-Тихоокеанском регионе (кроме Австралии) и в ЕС эксперты МЭА прогнозируют рост добычи сланцевого газа начиная с 2020 г., хотя доля газа из нетрадиционных источников в общем объеме добычи в этих регионах остается небольшой [8].
Наметившийся в конце 1990-х годов и усилившийся в 2000-х рост запасов газа в
США происходит исключительно за счет нетрадиционных источников. В 1990-х годах
это был газ из угольных пластов, в 2000-х – преимущественно из глинистых сланцев.
Запасы сланцевого газа в США составляют 13% всех доказанных запасов газа.
Производство сланцевого газа приближается к 90 млрд. куб. м в год, или 15% общего объема добычи товарного (сухого) газа (597 млрд. куб. м в 2009 г.; производство товарного сырого газа равно 639 млрд. куб. м, а валовая добыча – 744 млрд.
куб. м [9]. Следовательно, доля сланцевого газа в добыче примерно соответствует
его доле в запасах. Поэтому не следует ожидать дальнейшего значительного роста
добычи сланцевого газа, так как он закончится намного раньше, чем остальной газ. В
свою очередь всех разведанных запасов газа (6,9 трлн. куб. м в 2009 г.) при уровне годовой добычи товарного сухого газа около 600 млрд. куб. м хватит лишь на 10-11 лет.
Прирост запасов газа в США за 2009 г. по сравнению с 2008 г. составил 0,2 трлн. куб.
м (3%), что в 3 раза меньше добычи газа в 2009 г. Если предполагать, что прирост запасов будет составлять 200 млрд. куб. м в год и в дальнейшем, то при объеме добычи
порядка 600 млрд. куб. м в год доказанных запасов газа в США хватит на 14 лет. Если
же учитывать валовую добычу газа в США, т. е. 744 млрд. куб. м, то доказанных запасов с учетом 200 млрд. куб. м ежегодного прироста запасов хватит лишь на 11 лет.
Согласно данным Информационного управления по энергетике США (US EIA),
доказанные запасы газа в США в 2000 г. составили 4786 млрд. куб. м, (в том числе
сланцевого газа – 0), а в 2008 г. – 6606 млрд. куб. м (в том числе сланцевого газа –
886 млрд. куб. м). Основной прирост доказанных запасов газа за восемь лет получен за счет сланцевого газа:
Среднегодовая цена газа в США,
долл./тыс. куб. м
Производителя
Оптового поставщика
2000 г.
2008 г.
136
244
295
453
Себестоимость добычи сланцевого газа в США в точке производства находится
в пределах 80-320 долл./тыс. куб. м. Себестоимость добычи природного газа в РФ в
точке производства изменяется от 3 до 50 долл./тыс. куб. м [10]. Следует учитывать,
что себестоимость добычи газа в США в отличие от России включает инвестиционную
128
Моделирование зависимости спроса на газ от цены и темпов роста ВВП
составляющую. Как отмечается в работе [10] мировые энергетические корпорации
имеют достаточный запас прочности, чтобы сократить добычу трудноизвлекаемых
запасов газа (в том числе сланцевого) и повысить цену за два-три года до 200-250
долл./тыс. куб. м (по сравнению с 137 долл./тыс. куб. м в 2009 г. в США), при этом
добыча сланцевого газа будет возрастать не бурными, а медленными темпами.
Вполне вероятно, что США будут вынуждены в долгосрочной перспективе (через 5-10 лет) импортировать значительные объемы газа, если даже начнут постепенное сокращение его потребления.
В России доказанные запасы газа составляют 47,8 трлн. куб. м, прирост запасов
в 2009 г., по неофициальным данным Минприроды, составил 650 млрд. куб. м, что
на 54 млрд. куб. м больше добычи [9]. При ожидаемом в долгосрочной перспективе
среднегодовом объеме добычи 600-700 млрд. куб. м доказанных запасов газа хватит на 68-80 лет. Однако если учесть возможные приросты запасов, то газа хватит
и на значительно больший срок.
Ответ стран – экспортеров газа. Алжир призвал экспортеров газа сократить добычу,
чтобы поддержать стоимость топлива. Спотовые цены на газ в 2009 г. снизились в
2,5 раза по сравнению с максимумом 2008 г. (в США до 158 долл./тыс. куб. м по сравнению с 400 долл./тыс. куб. м во II кв. 2008 г.).
Пока предложение газа превышает спрос на газовом рынке, такая ситуация сохранится до 2012 г., констатируют все газовые компании. Даже ОАО «Газпром» пришлось
перевести 10-15% долгосрочных поставок в Европу на низкие спотовые цены, чтобы
сохранить продажи. Ведь поставки «Газпрома» на европейский рынок «рухнули» на
11% в 2009 г. «Газпром» может снизить только спотовые продажи (20% экспорта в
2009 г.), но он этого делать не намерен, ему нужны новые клиенты и рынки [11].
В 2010 г. (19 апреля) в Алжире было принято совместное заявление на совещании Форума стран – экспортеров газа, в котором договорились о привязке спотовых цен на газ к нефтяному эквиваленту. Это был ответ стран – экспортеров газа
на сложившийся избыток газа в Европе и падение спотовых цен на газ на 40% (до
150 долл./тыс. куб. м) в результате газовой революции в США, вызванной резким
ростом добычи сланцевого газа в 2,5 раза за последние три года.
По сути, газовые цены на бирже будут определяться по аналогии с мировыми
котировками на нефтепродукты (мазут и газойль). Подобный механизм ценообразования зафиксирован в долгосрочных контрактах на поставки газа, по которым
работает «Газпром».
На этом совещании предложение Алжира о сокращении объема добычи газа не было принято Россией и Катаром, так как это привело бы к тому, что Форум стран – экспортеров газа стал бы газовым аналогом ОПЕК.
Однако, по нашему мнению, в этом нет необходимости, так как спотовая цена на
газ привязана к цене нефти, точнее, корзине нефтепродуктов. Ведь цена нефти определяется ОПЕК посредством согласованного увеличения или сокращения объемов добычи в соответствии с квотами. Поэтому при заданной цене газа, определяемой ценой
нефти, объемы продаж газа на мировом рынке будут определять потребители, а не поставщики газа. При этом сохранятся традиционные связи стран-экспортеров и странимпортеров газа, поскольку цена газа будет практически единой, как и цена нефти.
Методология формирования цен на газ на внутреннем рынке по затратному принципу. Вклад амортизации в себестоимость газа. Внутренние цены на газ
в России регулируются государством. Они предусматривают:
– возмещение организациям газовой отрасли всех экономических затрат и минимальной прибыли, обеспечивающих устойчивое газоснабжение потребителей;
– ликвидацию перекрестного субсидирования одних потребителей за счет других;
129
А.И. Кузовкин, В.М. Яценко
– объективный учет в ценах на газ его качественных характеристик, обусловливающий его рациональное использование;
– постепенный переход к формированию рыночных механизмов ценообразования на газ (биржевая торговля газом).
Однако фактически регулируемые оптовые цены на газ для ОАО «Газпром»
были ниже себестоимости добычи и транспортировки газа, т.е. были убыточны
многие годы. Лишь в 2009 г. оптовая цена на газ для ОАО «Газпром», была незначительно выше себестоимости. Уровень оптовой цены на газ с учетом его качественных характеристик не обеспечивал и ее превышения над ценами альтернативных видов топлива (угля, мазута). Природный газ является экологически чистым
топливом для электростанций по сравнению с углем и мазутом.
В себестоимости газа, производимого ОАО «Газпром», значительную долю составляет амортизация (более 20-25 %). Это объясняется высокой капитало- и фондоемкостью
добычи и транспортировки газа при освоении новых труднодоступных месторождений.
Методология формирования внутренних цен на газ на основе принципа равнодоходности экспортных и внутренних поставок газа. В табл. 1 [12] приведены значения цены на внутреннем и внешнем рынках за прошедший период.
Таблица 1
2002 г.
2003 г.
2004 г.
2005 г.
2006 г.
2007 г.
2008 г.
2009 г.
1. Цена приобретения, без НДС,
долл./тыс. куб. м
14,3 15,8
2. Экспортная цена,
долл./тыс. куб. м*
91
86
Отношение 1 : 2, %
15,7 18,4
____________________
* Цена поставок газа в Европу.
2001 г.
2000 г.
Показатель
1999 г.
Внутренние и экспортные цены на газ (1999-2008 гг.), долл./тыс. куб. м
18,9
22,5
30,9
39,9
49,1
58,6
72,8
67
73
94
20,1
95
23,7
109
28,3
119
33,5
142
34,6
200
29,3
240
30,3
412,3
16,2
287
25,4
В 2003-2007 гг. регулируемые цены на газ (цены приобретения) были в
3-3,5 раза ниже экспортных цен. Правительством РФ в мае 2007 г. принят план последовательного повышения внутренней цены на газ (оптовой, или цены приобретения): в 2011 г. – в 2,76 раза по отношению к 2007 г., что обеспечивает реализацию принципа равнодоходности внутренних и экспортных поставок газа.
Это высокий темп изменения ценовых пропорций. По принятой нами вероятной
гипотезе о росте мировых цен на углеводородное топливо разрыв между внутренней и экспортной ценами на газ, хотя и сократится с шести раз в 2008 г. до трех – в
2011 г., но останется достаточно большим. Эта гипотеза основана на том, что нижняя граница мировой цены нефти в 2011 гг. будет на уровне 70 долл. США/барр., а
экспортная цена газа – на уровне 280 долл. США/тыс. куб. м. Такая цена газа соответствует цене добычи сланцевого газа в США, которая, по умеренным оценкам на
2010 г., составляет 280-285 долл./тыс. куб. м.
Сдерживание роста внутренних цен на газ в России по сравнению с намеченным Правительством РФ в мае 2007 г. объясняется экономическим кризисом в
стране и влиянием роста цен газа на основные макроэкономические показатели –
инфляцию и темпы роста ВВП. В 2010 г. Минэкономразвития России прогнозирует, что выход на равнодоходность внутренних и экспортных цен на газ будет перенесен с 2011 г. на 2014 г., а регулируемые оптовые цены будут повышаться на 15%
в 2011 г. и в 2012 г. [13].
130
Моделирование зависимости спроса на газ от цены и темпов роста ВВП
В 2010 г. средняя цена приобретения (без НДС) на газ составит около
90 долл./тыс. куб. м (2700 руб./тыс. куб. м) при курсе 30 руб./долл. США. В соответствии с прогнозом цена на газ в 2011 г. составит 103 долл./тыс. куб. м и в
2012 г. – 118 долл./тыс. куб. м.
Специалисты «Газпрома» предлагают применять формулу равнодоходности цены уже с 2011 г., используя понижающие коэффициенты к ней: в 2011 г. – 0,7, в
2012 г. – 0,8 и в 2013 г. – 0,9.
Однако, по расчетам экспертов, эта цена получается на 28-31% выше прогноза
Минэкономразвития (123 долл./тыс. куб. м в 2011 г. и 144 долл./тыс. куб. м в
2012 г.). Неясно, согласится ли Правительство РФ на эти предложения [13] – это
высокий рост цен на газ в условиях выхода страны из экономического кризиса.
В то же время сдерживание намеченного роста цен на газ отрицательно влияет на
финансовые – выручку, прибыль и др. – показатели ОАО «Газпром» и отдаляет выход
на рациональное соотношение цены газа и энергетического угля для электростанций,
которое с учетом качественных характеристик газа должно быть на уровне не ниже
1,8-2,2 (в зависимости от характеристик конкурирующего угля).
По данным Росстата [12], цена приобретения газа составила в ноябре 2009 г. к декабрю 2008 г. 121,7 %, в то время как цена производителей (цена добычи газа) составила 94,6 %, т. е. снизилась. Аналогична ситуация с энергетическим углем (табл. 2).
Таблица 2
Средние цены приобретения энергоресурсов
промышленными организациями РФ (ноябрь 2009 г.)
Энергоресурс
Цена приобретения
Уголь энергетический, руб./т
Газ естественный, руб./тыс. куб. м
Мазут, руб./т
Электроэнергия, руб./МВ⋅ч
Тепловая энергия, руб./Гкал.
1 177
2 744
11 856
1 544
720
2009/2008 г. (декабрь), %
цена
цена приобретения
производителей
106,3
91,7
121,7
94,6
153,5
161,8
120,3
118,9
118,2
119,6
Средние цены приобретения ТЭР помимо цены производства включают НДС и другие налоги, транспортные, сбытовые, посреднические и другие расходы [12].
Полагая, что средняя калорийность тонны энергетического каменного угля составляет около 6 тыс. ккал, получим цену угля в пересчете на 1 т у.т. (7 тыс. ккал):
1177 руб./т × 7/6 =1373 руб./т у.т.
Цена природного газа в пересчете на 1 т у.т. равна:
2774 руб./тыс. куб. м
= 2416 руб./т у. т.
1,147
Отсюда соотношение цены газа и энергетического угля (при калорийности
6 тыс. ккал) в пересчете на 1т у. т. составит 1,76.
При калорийности энергетического каменного угля 5500 ккал/т соотношение
цен газа и угля равно 1,6.
Следовательно, соотношение цен на газ и уголь улучшается, несколько лет назад оно было на уровне единицы. Согласно Энергетической стратегии России на
период до 2030 г. с учетом качественных (в том числе экологических) характеристик газа это соотношение должно составить 1,8-2,2 к 2015 г.
131
А.И. Кузовкин, В.М. Яценко
Низкие цены на газ в России, с одной стороны, поддерживали промышленность.
С другой – стимулировали высокую энергоемкость российских предприятий. Еще
одно следствие низких цен на газ – высокая доля газа в энергетическом балансе:
около 50% за счет вытеснения угля, мазута и других энергоносителей.
Допустимое повышение цен на газ будет определяться соотношением стоимости всех энергоносителей (включая топливо и энергию) к ВВП страны. По оценкам
российских экспертов, суммарная стоимость потребления энергоносителей в ВВП
России не должна превышать 12-13% [14]. В случае превышения этой величины
снижаются темпы роста ВВП.
Влияние роста цен на газ на инфляцию и темпы роста ВВП. Выполненные в работе [15] оценки влияния роста цен на газ на цены в отраслях экономики на основе учета
межотраслевых взаимодействий, согласно форме статистической отчетности 5-з, показали, что при росте цены на газ в 2,2 раза (с 50 долл./тыс. куб. м до 110 долл./тыс. куб. м)
общий индекс затрат и цен в экономике в условиях простого воспроизводства повышается на 7%. Эластичность инфляции по цене газа равна 0,07, т.е. рост цены газа на 1%
увеличивает инфляцию на 0,07%. Цена газа 110 долл./тыс. куб. м прогнозировалась на
2011 г. Минэкономразвития России в 2008 г. При этом цены на электроэнергию с учетом
межотраслевых взаимодействий увеличатся на 39% при росте цены на газ на 120% (т. е.
в 0,325 раза). Этот результат позволяет дать оценку темпов падения ВВП при росте цен
на газ. В работе ряда институтов и организаций (ИНП РАН, ИСЭМ РАН, ИНЭИ РАН,
Всемирного Банка) показано, что при росте реальной цены на электроэнергию на
1% темпы роста ВВП снижаются на 0,06-0,2% [16]. Примем нижнюю оценку в качестве более вероятной. Тогда при росте цены на газ в 2,2 раза реальная цена на
электроэнергию повысится на 36% (0,39/1,07 = 0,36, номинальный рост цены на
электроэнергию делится на индекс цен в экономике). Темпы снижения ВВП вследствие роста цены на газ в 2,2 раза составят 0,06% × 36% / 100% = 0,0216. Реальная
цена газа увеличилась в 2 раза (2,2/1,07).
Следовательно, 1% роста реальной цены на газ приводит к снижению темпов
роста ВВП примерно на 0,02%.
Регрессионные модели прогнозирования спроса на российский газ в Европе в
зависимости от экспортных цен на газ и темпов роста ВВП в странах ЕС.
Актуальной задачей является определение факторов, обусловливающих спрос на российский газ в Европе и на внутреннем рынке. Такими факторами являются темпы роста ВВП и цены на газ. Построена двухфакторная регрессионная модель спроса на экспортируемый российский газ в страны Евросоюза в зависимости от средней экспортной цены газа и динамики ВВП в странах Евросоюза по данным за 1994-2009 гг.
Представленная в регрессионной модели статистика за 15 лет позволяет прогнозировать спрос на природный газ не более чем на треть прошлого периода согласно
теории регрессионного анализа, т.е. на пять лет. При этом задаются сценарии значений независимых переменных модели – экспортных цен на российский газ и
темпов роста ВВП стран ЕС на прогнозируемый период до пяти лет и получаются
прогнозы спроса на газ, рассчитанные по модели.
Предполагается, что доля экспорта газа в ЕС из других стран (Алжир, Норвегия) постоянна. Для построения более адекватной модели необходимо в дальнейшем учитывать экспорт газа в ЕС из других стран. Однако данная модель является
статистически значимой и приемлемой в первом приближении.
Из данных табл. 3 следует, что в 2009 г. по сравнению с 2008 г. экспортная цена
российского газа снизилась на 32% в ценах 1994 г., объем ВВП стран ЕС сократился на 4%, объем экспорта российского газа – на 6,8%.
132
Моделирование зависимости спроса на газ от цены и темпов роста ВВП
Таблица 3
Объем экспорта российского газа в страны Евросоюза, экспортная цена газа
и ВВП ЕС за 1995-2009 гг. (в ценах 1994 г.)
Год
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Объем
Экспортная
экспорта газа
цена газа,
в страны
долл./тыс. куб. м
дальнего
в постоянных
зарубежья,
ценах 1994 г.
млрд. куб. м
(факт)
123,00
67,32
128,00
71,70
121,00
82,84
125,00
67,08
131,00
83,16
134,00
76,98
132,00
82,16
134,00
81,17
142,00
91,22
145,00
97,44
160,00
113,77
162,00
156,79
154,00
184,28
151,00
306,17
140,70
206,92
Экспортная
цена газа,
%
к 1994 г.
ВВП,
%
к 1994 г.
Объем экспорта
газа в страны
дальнего
зарубежья,
млрд. куб. м
(расчет)
92,5
98,5
113,8
92,1
114,2
105,7
112,9
111,5
125,3
133,85
156,3
215,4
253,1
420,6
284,2
105,30
108,88
113,34
118,22
122,83
129,46
135,16
139,89
144,08
149,56
155,24
163,01
170,99
176,98
170,08
119,94
121,94
124,04
128,22
130,08
134,74
138,03
141,13
143,13
146,21
148,75
150,81
154,06
149,67
151,95
Отклонения
факта
от расчета,
млрд. куб. м
3,06
6,06
-3,04
-3,22
0,92
-0,74
-6,03
-7,13
-1,13
-1,21
11,25
11,19
-0,06
1,33
-11,25
Результаты расчета параметров регрессионной модели по методу наименьших
квадратов с помощью набора средств анализа данных, входящих в состав Мicrosoft
Excel, дают следующую регрессию:
(1)
Vt =57,14 – 0,07 Цt+0,64 ВВПt,
где Vt – объем экспорта российского газа в страны ЕС, млрд. куб. м; Цt – экспортная
цена газа, долл./ тыс. куб. м; ВВПt – суммарный ВВП стран ЕС, % к 1994 г.
Полученное регрессионное уравнение с достаточно хорошим значением коэффициента детерминации R2 = 0,78 (множественный R2 = 0,88) статистически значимо.
Основной вклад (63,8%) дает рост ВВП, вклад постоянного члена (41%) показывает потребление газа в ЕС независимо от ВВП в ЕС и экспортной цены газа (газ
на отопление зданий и др.).
Коэффициенты эластичности объема экспорта равны: по цене (-0,057) и по ВВП (0,65).
Следовательно, при изменении экспортной цены газа на 1% спрос на объем экспортируемого газа изменяется на (-0,057)%. При росте ВВП стран ЕС на 1% объем
экспорта российского газа возрастает на 0,65%.
Прогностическая способность регрессионной модели. Определим прогноз спроса на российский газ в ЕС на 2009 г. по регрессионной модели, построенной по
статистическим данным за 1995-2008 гг., исключив данные за 2009 г.:
(2)
Vt = 53,34 – 0,05 Цt + 0,66 ВВПt.
Регрессионное уравнение имеет высокий коэффициент детерминации
(R2 = 0,94) и статистически значимо.
Подставим в уравнение (2) цену на газ и ВВП за 2009 г. (в % к 1994 г.) по данным табл. 3 и получим значение спроса на российский газ в ЕС:
V2009 = 53,34 – 0,05×206 + 0,66×170,08 = 155,24 млрд. куб. м.
Фактическое значение спроса на газ в 2009 г. составляет: 140,7 млрд. куб. м, отклонение значительное – 14,54 млрд. куб. м, или 10,3%. Объясняется это мировым
финансово-экономическим кризисом, в результате которого спрос на газ упал из-за
снижения ВВП ЕС. Однако при подстановке фактических значений цены на газ и
ВВП за 2009 г. по модели (1), построенной по статистическим данным за 1995133
А.И. Кузовкин, В.М. Яценко
2009 гг., получим, что расчетный спрос на газ составит 151,95 млрд. куб. м и отклонение – 11,25 млрд. куб. м, или 7,9 %.
Рассмотрим сценарий прогноза спроса на газ в ЕС на 2010 г. при ожидаемой
экспортной цене российского газа 300 долл./тыс. куб. м в текущих ценах
(227 долл./тыс. куб. м в ценах 1994 г.) и ожидаемом уровне ВВП 103% (рост на 3%)
к 2009 г., или 175% к 1994 г. Подставляя эти данные в регрессионное уравнение
(1), получим для 2010 г. прогноз спроса на российский газ в ЕС на уровне
153,2 млрд. куб. м. Это соответствует уровню докризисного 2007 г. (см. табл. 3).
Прогноз экспорта газа в Европу на 2010 г. В конце 2009 г. «Газпром» собирался
поставить в Европу 160,8 млрд. куб. м газа в 2010 г., на 1% выше докризисного
объема. В июне 2010 г. новый прогноз «Газпрома» на 2010 г. составил 145 млрд.
куб. м, на 3% выше прошлогоднего.
План по европейской выручке – 45 млрд. долл. США при средней цене
308 долл./тыс. куб. м., средние цены будут на 1,7% выше прошлогодних, выручка –
почти на 6%.
В конце 2009 г. «Газпром» прогнозировал, что экспорт в Европу в 2011 г. составит
163,5 млрд. куб. м, в 2012 г. – 170,9 млрд. куб. м. В июне 2010 г. «Газпром» прогнозирует восстановление докризисного спроса не позднее начала 2013 г. [17, с. 8].
В табл. 4 дан сценарий прогноза спроса на российский газ в ЕС на 2010-2015 гг. по
регрессионной модели (1) при ожидаемой экспортной цене российского газа
280 долл./тыс. куб. м (оценка авторов), темпах роста ВВП и инфляции в ЕС на 20102015 гг. согласно консенсус-прогнозу, опубликованному РБК в октябре 2010 г. [18].
Таблица 4
Прогноз экспорта российского газа в страны ЕС на 2010-2015 гг.
Год
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Объем
экспорта газа
в страны
дальнего
зарубежья,
млрд. куб. м
153,70
155,46
157,49
159,76
162,44
163,84
Экспортная
цена за газ,
долл. США/
тыс. куб. м
Инфляция,
%
к предыдущему году,
данные ЕС
Инфляция
нарастающим
итогом,
% к 1994 г.
280,00
280,00
280,00
280,00
280,00
280,00
101,50
101,60
101,70
101,70
101,90
101,70
140,78
143,04
145,47
147,94
150,75
153,31
Цена за газ,
долл./тыс.
куб. м
в постоянных ценах
1994 г.
198,89
195,76
192,48
189,27
185,74
182,63
ВВП,
%
к предыдущему
году
ВВП,
%
к 1994 г.
101,5
101,4
101,6
101,8
102,1
101
172,63
175,04
177,84
181,05
184,85
186,70
Использование модели с распределительным запаздыванием Койка позволяет
наряду с краткосрочными оценить и долгосрочные эластичности по цене и ВВП.
Результаты расчета параметров регрессионной модели по методу наименьших
квадратов дают следующую регрессию (статистические данные за 1994-2009 гг.,
см. табл. 3):
(3)
Vt= 34,42 + 0,46Vt-1 - 0,06 Цt + 0,34ВВПt,
где Vt-1 – объем экспорта газа в предыдущем году (t – 1).
Уравнение трехфакторной регрессии статистически значимо, коэффициент детерминации R2 = 0,81.
По модели прогноз спроса на российский газ в ЕС составит в 2010 г. 146 млрд. куб. м.
Средний краткосрочный коэффициент эластичности спроса по экспортной цене
получается равным (-0,05).
Тогда долгосрочный коэффициент равен:
134
Моделирование зависимости спроса на газ от цены и темпов роста ВВП
− 0,05
Кэлкрат
=
= −0,093 ,
(1 − α) 1 − 0,46
где α – коэффициент при объеме экспортируемого газа с запаздыванием на год.
Следовательно, при росте цены на 1%, объем экспортируемого газа снижается
на 0,093%. Средний краткосрочный коэффициент эластичности спроса по ВВП
равен 0,353. Тогда долгосрочный коэффициент равен:
К крат
0,353
К элдолг = эл =
= 0,65 .
(1 − α) 1 − 0,46
Регрессионные модели прогнозирования спроса на газ в России в зависимости от внутренних цен и темпов роста ВВП. Построена двухфакторная регрессионная модель спроса на внутреннее потребление газа в РФ в зависимости от динамики ВВП и средней цены газа в России по данным за 1996-2009 гг. Результаты
расчета параметров регрессионной модели по методу наименьших квадратов дают
следующую регрессию (по статистическим данным за 1996-2009 гг., табл. 5):
Vt= 264,85 – 0,11Цt + 1,12ВВПt.
(4)
Кэлдолг =
Таблица 5
Динамика внутреннего потребления газа, цена газа и ВВП
за 1995-2009 гг. по России (в сопоставимых ценах 1995 г.)
Год
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Объем потребления
газа на внутреннем
рынке, млрд. куб. м
(факт)
379,90
350,40
364,70
363,60
377,20
372,70
388,90
392,90
401,90
405,10
432,10
438,80
457,8
429,30
Средняя
цена газа,
% к 1995 г.
ВВП,
%
к 1995 г.
87,40
89,27
56,05
80,20
105,23
103,05
124,40
109,89
105,96
108,54
101,07
104,84
109,95
106,68
96,60
97,47
92,69
97,70
106,49
111,82
117,07
125,62
134,66
143,28
153,88
166,35
175,66
161,79
Объем потребления
газа на внутреннем
рынке, млрд. куб. м
(расчет)
363,77
364,54
362,76
365,78
372,94
379,15
382,74
393,89
404,45
413,84
426,53
440,10
450,00
434,80
Отклонения
факта от расчета,
млрд. куб. м
16,13
-14,14
1,94
-2,18
4,26
-6,45
6,16
-0,99
-2,55
-8,74
5,57
-1,30
7,80
-5,50
Полученное регрессионное уравнение с высоким значением коэффициента детерминации R2 = 0,94 (множественный R2 = 0,97) статистически значимо.
Расчетное потребление газа в 2009 г. составляет 434,8 млрд. куб. м, что больше
фактического потребления на 5,5 млрд. куб. м, или на 1,26%.
Основной вклад (66%) – постоянного члена, он показывает потребление газа в
России независимо от ВВП и цены газа, далее вклад роста ВВП (35,91%) и цены
газа (-2,75%).
Коэффициенты эластичности по цене (-0,03) и по ВВП 0,36. Следовательно, при
росте цены газа на российском рынке на 1% спрос на газ снижается на (-0,03)%, а
при росте ВВП России на 1% объем потребляемого газа возрастает на 0,36%.
Прогностическая способность регрессионной модели. Определим прогноз спроса на газ в РФ на 2009 г. по регрессионной модели, построенной по статистическим
данным за 1996-2008 гг. (см. табл. 5).
(5)
Vt = 263,21 – 0,12 Цt + 1,15 ВВПt.
135
А.И. Кузовкин, В.М. Яценко
Полученное регрессионное уравнение с высоким коэффициентом детерминации
(R2 = 0,94) статистически значимо и незначительно отличается от регрессионного уравнения, построенного по данным за 1996-2009 гг. Подставляя значения цены газа и ВВП
(в % к 1995 г.) за 2009 г. в уравнение (5), получим значение спроса на газ в 2009 г.:
V2009 = 263,21 – 0,12 × 106,68 + 1,15 ×161,79 = 436,36 млрд. куб. м.
Фактическое потребление газа в РФ за 2009 г. составило 429,3 млрд. куб. м, отклонение прогнозных значений от фактических незначительное – 7 млрд. куб. м
(1,6%). Прогностическая способность регрессионной модели высокая.
Авторами выполнены также расчеты с использованием логлинейной функции
спроса на газ, которые также дают статистически значимую регрессию.
Литература
1. DG Competition, Report on Energy Sector Inquiry, SEC (2006) 1724 (Брюссель, 10 января 2007 г.), с. 103:
http://ec.europa.eu/comm/competition/antitrust/others/sector_inquiries/energy/fr_part1.pdf
2. Цена энергии. Международные механизмы формирования цен на нефть и газ. Секретариат энергетической хартии. 2007. www.encharter.org/
3. Lean Yu, Shouyang Wang, Kin Keung Laib. Forecasting Crude Oil Price with an EMD-based Neutral Network
Ensemble Learning Paradigm // Energy Economics 30 (2008), 2623-2635.
4. Zili Yang. How Does ANWR Exploration Affect OPEC Behavior? A Simulation Study of an Open-loop CournotNash Game // Energy Economics 30 (2008), 321-332.
5. http://lenta.ru/news/2009/07/08/oilprice/
6. www.eia.doe.gov
7. Коммерсант, 10. июня 2010 г.
8. Коммерсант, 7 апреля 2010 г.
9. Нефтегазовая вертикаль. 2009. № 25.
10. Коржубаев А., Хуршудов А. Сланцевый газ: бум или не бум? // Нефтегазовая вертикаль. 2010. № 8 .
11. Алжир закрывает кран // Ведомости. 18.03.2010 г.
12. Социально-экономическое положение Российской Федерации в 2009 г. М.: Росстат, 2010.
13. Ведомости, 26 марта 2010 г.
14. Башмаков И. Опыт оценки параметров ценовой эластичности спроса на энергию // Тарифное регулирование и экспертиза. 2007. № 4.
15. Кузовкин А.И., Яценко В.М. Прогноз и оценка влияния цен на газ на уровень инфляции и ВВП Российской
Федерации // Микроэкономика. 2009. № 4.
16. Всемирный банк. Макроэкономические факторы послекризисного роста // Вопросы экономики. 2004. № 5.
17. Ведомости, 23 июня 2010.
18. http://data.rbc.ru/public/891/showb.cgi/011010891.pdf
136