Институциональное развитие рынков нефтяного попутного газа
реклама
С.Я. Чернавский Центральный экономикоматематический институт РАН Институциональная траектория развития рынков нефтяного попутного газа в России Введение Во всем мире компании, разрабатывающие месторождения нефти, в той или иной мере занимаются ее переработкой. Сталкиваясь с необходимостью1 улавливать из скважинной жидкости нефтяной попутный газ (НПГ)2, будучи его собственниками, нефтяные компании сами собирают, компримируют 3 и, как правило, сепарируют НПГ на компоненты, которые затем или направляют на дальнейшую технологическую переработку в рамках своих компаний, или продают на соответствующих рынках. Таким образом, НПГ обычно является нерыночным продуктом. Статус нерыночного продукта НПГ имел и до распада СССР, когда промышленность находилась в государственной собственности. В Западной Сибири, где были открыты гигантские месторождения нефти и газа, предпосылки для появления там рынка НПГ возникли еще в период существования СССР. Объемы добычи нефти в Западной Сибири ожидались столь большими, что на базе содержащихся в НПГ высших углеводородов можно было организовать крупномасштабное нефтехимическое и химическое производства. Доминирующим в то время был институт комплексного оптимального планирования. Под его влиянием для нефтяных месторождений Западной Сибири была разработана комплексная схема добычи нефти, сбора содержащегося в ней НПГ и его переработка в химические продукты. При этом планируемые объемы добычи нефти позволяли строить крупные газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) недалеко от мест добычи. Поскольку промышленность принадлежала государству, была возможность при переработке НПГ получить экономию от масштаба путем создания двухступенчатой 1 В соответствии с полученными лицензиями на добычу нефти и действующими законами. 2 В российской отраслевой литературе широко используется термин «попутный нефтяной газ» и, соответственно сокращение – ПНГ. Однако стандартное и в научном отношении более точное, название – «нефтяной (попутный) газ», сокращенно – НПГ. Этого обозначения автор придерживался в данной работе. 3 Т.е. сжимают с помощью компрессоров с целью получения жидкой фракции. системы переработки НПГ. Сначала НПГ направляется на восемь ГПЗ, где разделяется на три части: сухой отбензиненный газ (СОГ), который по своему химическому составу близок к метану, стабильный газовый бензин (СГБ) и смесь жидких углеводородов – так называемую широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). В состав ШФЛУ входят пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан и гексан. Для разделения ШФЛУ на компоненты и производства химических продуктов (мономеров, полимеров и пр.) были построены с использованием эффекта экономии от масштаба крупные нефтехимические комбинаты (НХК). Так как масштаб переработки НПГ ожидался очень значительным, для управления этим производством в составе Миннефтепрома был создан специальный главк Главнефтегазпереработка. Когда началась приватизация промышленности, в Западной Сибири для управления переработкой НПГ институт комплексного оптимального планирования уже не мог быть использован. Несколько факторов были тому причиной: – благодаря картелизации мировой цены нефти и тому, что государство (после денационализации нефтедобычи) при экспорте нефти оставляло нефтяным компаниям значительную часть ренты (Чернавский, 2001), нефтедобыча в России стала намного более прибыльной бизнесов по производству большинства других товаров; – российский рынок нефтехимической продукции из-за резкого падения внутреннего спроса на продукты нефтехимической промышленности и труднодоступности для отечественных производителей внешних рынков был депрессивным, и обслуживание спроса на продукты переработки НПГ было гораздо более рискованным работы на рынке нефти. – ряд ГПЗ в Западной Сибири (Губкинский, Няганьский, Муравленковский) были построены со значительными отклонениями от проектов, для доведения их до проектных параметров нужны были дополнительные инвестиции, а на поддержку госбюджета рассчитывать не приходилось. – общий фон для инвестирования частного капитала в российскую газопереработку и перерабатывающие отрасли промышленности – потребителей продуктов, получаемых при переработке НПГ, был неблагоприятным. Поддержка государством высоких процентных выплат по облигациям ГКО блокировала долгосрочные инвестиции в реальный сектор экономики – долгосрочные инвестиционные проекты не могли обеспечить более высокие нормы внутренней доходности, чем ГКО. – был введен запрет на факельное сжигание НПГ сверх жестких нормативов. Их превышение грозило нефтяным компаниям отзывом лицензий на добычу нефти. В то же 2 время измерения количества производимого и сжигаемого в факелах НПГ фактически не было. Видимо поэтому, учтя все эти обстоятельства, вертикально интегрированные нефтяные компании не включили в свой состав активы Сибнефтегазпереработки, куда входили ГПЗ Западной Сибири. К тому же, если бы эти ГПЗ были включены в состав нефтяных компаний, последние должны были бы решить вопрос: что делать с сухим отбензиненным газом (СОГ), производимым ГПЗ? Трудность решения этого вопроса была в то время очевидной – магистральные газопроводы были собственностью Газпрома, в своих действиях не зависящего от нефтяных компаний. При наличии ограничений пропускной способности магистральной газовой сети СОГ нефтяных компаний должен был конкурировать с газом, производимым самим Газпромом. Результат такой «конкуренции» представлялся предрешенным заранее и не зависящим от издержек производства. В результате построенные в Западной Сибири еще до распада СССР восемь ГПЗ: Белозерный (БГПЗ), Губкинский (ГГПЗ), Локосовский (ЛГПЗ), Муравленковский (МГПЗ), Нижневартовский (НвГПЗ), Няганский (НяГПП), Сургутский (СГПЗ), ЮжноБалыкский (ЮБГПЗ) не только не были включены в состав нефтяных компаний, но и не были аффилированы с ними. Эти ГПЗ, ранее входившие в состав Сибнефтегазпереработки, согласно постановлению правительства в 1995 г. стали частью активов группы ОАО «АК «СИБУР» (далее Сибур). Оказалось также, что составы собственников, с одной стороны, российских НК, а с другой, - Сибура, были разными. Таким образом, в России был сформирован рынок НПГ. Объем продаж на нем в первые годы, в основном, ограничивался объемом продаж НПГ нефтяными компаниями Сибуру. Целевая модель рынка НПГ С точки зрения максимизации общественного благосостояния, понимаемого как сумма прибылей продавцов НПГ и излишков его покупателей наиболее эффективный институт координации работы рынка, как известно из экономической теории – это конкурентный рынок. Как следует из теории конкурентного рынка, общественно оптимальная цена рыночного продукта равна предельным издержкам производства НПГ. Однако стандартный способ определения предельных издержек производства в данной задаче неприменим – НПГ является побочным продуктом добычи нефти, и нельзя определить прирост издержек производства НПГ на единицу прироста объема производства НПГ, сохраняя неизменным объем добычи нефти. Действительно, при увеличении производ- 3 ства НПГ неизбежно растет добыча нефти и наоборот. Таким образом, для определения предельных издержек производства НПГ нужна такая модель, в которой из-за жесткой технологической связи добычи нефти и НПГ, учитывается работа нефтяной компании не только на рынок НПГ, но и на рынок нефти. Должны быть представлены и рынки продуктов, производимых из НПГ, которые, без нарушения общности рассмотрения, могут быть агрегированы в один рынок продуктов, производимых из НПГ. Поскольку включение в модель рынка нефти автоматически означает, что будут моделироваться ситуации не только высоких, но и умеренных или даже низких цен нефти, то неизбежно приходится учитывать также и то, что часть доходов нефтяная компания должна тратить на компенсацию того ущерба, который она наносит, сжигая НПГ в факелах. Такой подход позволяет рассматривать модель рынка НПГ, в которой учитываются все основные доходы и расходы участников рынка, что позволяет поставить вопрос о нахождении с помощью такой модели общественно оптимальной цены НПГ. Будем исходить из того, что нефтяная компания (НК) поставляет свою продукцию на два рынка: конкурентный рынок нефти и рынок НПГ, а компания по переработке НПГ (КпНПГ) – на агрегированный конкурентный рынок своей продукции. Введем в модель добычи и использования нефти и НПГ, схема которой показана на рис. 1, следующие обозначения: Q количество4 добываемой смеси нефти и НПГ; Q максимально возможное количество добываемой смеси НПГ; cQ удельные издержки добычи смеси нефти и НПГ; q1 количество нефти, отправляемой на рынок нефти; P1 цена нефти на рынке; q2 количество НПГ, произведенного нефтяной компанией; q2 штраф за сжигание НПГ в факелах; количество НПГ, направляемого на переработку в ГПЗ; Q НПГ максимальное возможное количество НПГ, которое может быть переработано на рынке; P2 цена НПГ, по которой нефтяная компания его продает на рынке НПГ; P2 предельно допустимая цена НПГ, выше которой переработка НПГ не само- окупаема; Cтр 4 издержки транспортировки НПГ до ГПЗ; Здесь и ниже понятие количество означает количество в единицу времени. 4 cтр удельные издержки транспортировки НПГ до ГПЗ; количество агрегированного фактора производства, покупаемого КпНПГ на конкурентном рынке; x Px цена агрегированного фактора, покупаемого КпНПГ на конкурентном рынке; P3 цена агрегированного продукта, производимого КпНПГ при переработке НПГ и продаваемого на конкурентном рынке. Нефть на рынок Сжигание НПГ в факеле Производимая продукция на рынки Скважинная жидкость Факторы производства Сепарация, сбор и пр. НПГ - q 2 Нефтяная компания Компания по переработке НПГ Рис.1. Схема основных потоков нефти и НПГ В соответствии с этими обозначениями количество НПГ, сжигаемого в факелах, q 2 q 2 , а плата нефтяной компании за сжигание в факелах (q2 q2 ) . Соотношения между объемами нефти и НПГ в их смеси зависят от особенностей месторождения нефти и для каждого месторождения фиксированы, т.е. q1 1 Q, q2 2 Q, 1, 2 const . (1) Для определения общественно оптимальной цены НПГ в качестве критерия эффективности используется уровень общественного благосостояния W. В него, помимо прибылей нефтяной, н , и перерабатывающей, г , компаний, включаются излишки потребителей нефти, купленной у НК, и излишки потребителей агрегированного продукта, произведенного КпНПГ. Сумма этих излишков потребителей - CS. Выражение для общественного благосостояния имеет вид: 5 W н г CS , (2) где н P1 q1 P2 q 2 C (Q) Cтр (q 2 ) (q2 q 2 ) , г P3 q3 P2 q 2 Px x . (3) (4) Задача (2)-(4) в (Чернавский, Эйсмонт 2005) решена в общем виде. Для практических целей можно предположить, что C (Q) cQ Q, Cтр стр q 2 . Возможны два случая: в первом мощность переработки НПГ меньше производства НПГ нефтяной компанией, во втором – это соотношение противоположно. При решении задачи (2)-(4) и условии Q НПГ 2 Q (первый случай) предельные издержки нефтяной компании по производству НПГ cНПГ cтр . (5) Таким образом, предельные издержки производства НПГ нефтяной компанией при ограниченности переработки мощности НПГ по сравнению с масштабом производства НПГ зависят только от затрат на транспортировку НПГ до ГПЗ и нормы штрафа за сверхнормативное сжигание НПГ в факеле и не зависят от так называемой себестоимости производства НПГ, которую нефтяная компания определяет в своей учетной политике. Более того, предельные издержки могут быть как положительными, так и отрицательными. В последнем случае при продаже НПГ на рынке не покупатель НПГ должен платить производителю, а производитель должен переработчику. Это подтверждает рис.2, где показаны функция предложения НПГ со стороны нефтяной компании (линия 0cНПГ BD , функция спроса на НПГ (линия P2 P 2 AQ НПГ q 2 ) и равновесное состояние E. 6 D P2 A P2 E cНПГ 0 Q НПГ B 2 Q q2 Рис. 2. Состояние равновесия на рынке НПГ, если мощность переработки НПГ меньше потока производимого НПГ Экономический смысл результата, показанного на рис. 2, ясен: из-за ограничения мощности переработки НПГ часть с общественной точки зрения очень ценного продукта НПГ не может быть переработана, что сопряжено с потерей части общественного блага. Чтобы исправить эту ситуацию, переработчику необходимо дать дополнительные средства для повышения мощности переработки. Снижение рыночной цены НПГ – экономически обоснованный инструмент решения этой проблемы. На рис. 3 показан другой случай, в котором нефтяная компания производит меньше НПГ, чем КпНПГ может переработать. Понятно, что общество воспринимает эту ситуацию как потерю части тех затрат, которые были понесены при строительстве мощностей по переработке НПГ. Исправление этой ситуации возможно, если нефтяная компания увеличит производство НПГ, для этого следует дать дополнительные финансовые ресурсы, что достигается повышением цены НПГ до уровня P2 - максимальной цены НПГ, выше которой переработка НПГ перестает быть самоокупаемой.. 7 D P2 E P2 cтр A B 0 2 Q Q НПГ q2 Рис. 3. Состояние равновесия на рынке НПГ, если мощность переработки НПГ больше потока производимого НПГ Анализ и практика регулирования рынка НПГ в России, что целевую модель такой организации рынка, при которой регулятор устанавливает на рынке общественно оптимальную цену, трудно реализовать. Причина этого довольно проста – регулятору необходим большой объем информации об экономической деятельности участников рынка. Но даже, обладая ею, сложно поддерживать режим непрерывного мониторинга. Поэтому альтернативой этой целевой модели является модель полностью либерализованного рынка НПГ. Сложность организации работы либерализованного рынка НПГ в интересах общества обусловлена тем, что все рыночные площадки являются по своему характеру монопольно-монопсоническими, когда на стороне предложения доминирует один продавец (та или иная доминирующая нефтяная компания), а на стороне спроса – один покупатель (Газпром в лице Сибура). Результат взаимодействия участников монопольно-монопсонического рынка, выраженная рыночной ценой НПГ, определяется поведением сторон. В (Чернавский, Эйсмонт, 2005) показано, что при их эгоистическом (некооперативном) поведении участников рынка рыночное равновесие зависит от соотношения рыночной власти участников рынка. Если рыночная власть больше у продавца, равновесная цена оказы- 8 вается выше общественно оптимальной, что может угрожать бизнесу покупателя. При большей рыночной власти у покупателя, равновесная цена НПГ становится ниже общественно оптимальной цены, вызывая убытки у продавца. И в первом, и во втором случае страдают общественные интересы, поскольку рыночный механизм ценообразования на таком рынке не может обеспечить устойчивое достижение максимума общественного благосостояния. Показано также, что координации участников сторон в интересах общества можно добиться, если стороны ведут себя кооперативно. Таким образом, в качестве целевой модели рынка НПГ можно рассматривать либерализованный рынок с кооперативным поведением участников рынка и периодическом контроле за состоянием рынка со стороны государства, с тем чтобы не допустить значительного отклонения откооперативного поведения на рынке. Очевидно, что институциональный разрыв между институтом в начальной точке, когда рынок НПГ сформировался, и институтом, который должен быть принят в целевой модели рынка, слишком велик, поэтому необходима разработка траектории постепенного перехода от начальной модели рынка к целевой модели. Траектория развития рынка НПГ Очевидно, что кооперативного поведения участников рынка в интересах общества добиться очень трудно. Можно предположить, что такой тип поведения может возникнуть только после довольно длительной практики некооперативного поведения, которое корректируется в интересах общества государством. Поэтому при появлении рынков НПГ целесообразно на первых порах, было использовать не механизм свободной торговли, а ценовое регулирование, с помощью которого, постепенно ослабляя жесткость регулирования, участники рынка учатся кооперативному поведению. На начальном этапе ценового регулирования государство устанавливало единую цену НПГ для всех рыночных площадок. Острых конфликтов между производителями и потребителями НПГ вначале отмечено не было. На это, возможно, повлияли два фактора. Во-первых, доходы нефтяных компаний от экспорта нефти и нефтепродуктов были довольно значительными, хотя и существенно снижались в периоды падения мировых цен на нефть. Это позволяло НК более терпимо относиться к возможным потерям прибыли от продажи НПГ. Во-вторых, и в обществе, и в нефтяных компаниях сформировалось отношение к НПГ как к побочному продукту, ценность которого, как и ценность большинства побочных продуктов, не может быть слишком высокой. Затраты же на производство побочного продукта по правилам бухгалтерского учета учитывались в за- 9 тратах на основные продукты и из-за недопустимости двойного учета затрат не включались в цену побочного продукта. В 1995-1999 гг. была установлена цена 55 руб./1000 м3, а затем до середины 2001 г. - 150 руб./1000 м3. Рост цены в 3 раза (в текущих ценах) был вызван тем, что некоторые нефтяные компании, используя свою учетную политику, указывали на то, что себестоимость производства НПГ в них была значительно выше этой цены и доходила до 600-900 руб./1000 м3. Таким образом, менеджеры нефтяных компаний были твердо уверены в том, что продают НПГ себе в убыток. Это стало стимулом для создания в нефтяных компаниях специальных подразделений, ответственных за производство и продажу НПГ. Руководство нефтяных компаний стало требовать от этих подразделений обеспечения окупаемости продажи НПГ на рынке. Однако эта цель, по мнению руководства нефтяных компаний, не была достигнута. К тому же по мере истощения нефтяных месторождений в российской нефтедобыче снижалось качество поднимаемой на поверхность земли скважинной жидкости. Это проявлялось, прежде всего, в росте доли воды в ней при использовании технологии добычи с закачкой воды в пласт. Когда содержание воды в скважинной жидкости почти на порядок больше содержания нефти, а такие нефтяные месторождения в России активно продолжают разрабатываться, нефтяным компаниям приходится думать и о том, что НПГ уже нельзя рассматривать как попутный продукт, напротив, он становится товаром, продажа которого увеличивает рентабельность компании. Поэтому они стремятся перенести на этот «побочный продукт», т.е. на НПГ, часть общих затрат на добычу нефти, а также затраты на сбор и транспорт «побочного продукта». В том же направлении подталкивало нефтяные компании и государство, когда оно стало проводить более твердое налоговое администрирование, оставляя нефтяным компаниям меньше чистой прибыли. Вместе с тем повышение регулируемых цен НПГ снизило рентабельность его переработки. Сибур стал утверждать, что ему стало невыгодно покупать НПГ у нефтяных компаний. К тому же не было установлено никаких дополнительных правил ценообразования внутри установленного коридора цен, что стало предметом ожесточенных споров между нефтяными компаниями и Сибуром. Давление нефтяных компаний способствовало тому, что регулируемая цена НПГ снова была повышена. В середине 2001 г. Правительством России был установлен коридор цен НПГ в диапазоне 275 – 350 руб./1000 м3. Введение коридора цен вместо одного уровня цены должно было показать и производителям, и потребителям НПГ стремление государства смягчить свою роль как арбитра в их отношениях. Это был шаг, 10 устанавливающий границы переговорного пространства, но без институционализации внутри него. Регулятор, видимо, полагал, что установление институтов внутри переговорного пространства не является необходимым условием для переговоров. Коридор цен рассматривался регулятором как достаточное условие для достижения компромисса между (1) объявляемыми НК высокими затратами на производство, сбор и транспорт НПГ, и (2) ценой НПГ, которая по мнению перерабатывающих НПГ компаний обеспечивает самоокупаемость переработки. Следующим шагом продвижения рынка НПГ по пути к целевой модели стало введение шкалы цен НПГ, в которой цена определялась с учетом качества нефтяного попутного газа. Мягкое администрирование этого института регулирования позволило участникам рынка придти к выводу, что им значительно легче приходить к компромиссу о рыночной цене НПГ на двухсторонних переговорах, что позволило в дальнейшем либерализовать рынок НПГ. Литература Чернавский С.Я. (2001). Налоговые и структурные инструменты макроэкономической политики в энергетическом секторе // Инструменты макроэкономической политики для России. Сб. статей. М.: ТЕИС. С. 133-201. Чернавский С.Я., Эйсмонт О.А. (2005). Экономический анализ рынка нефтяного попутного газа в России. Т.41. № 4. С. 30-38. 11