Экспортная пошлина на природный газ установлена в размере

Светлана Викторовна Голованова
НИУ ВШЭ – Нижний Новгород
Сравнительный анализ ценовых ориентиров для стимулирующего регулирования
на внутреннем российском рынке1.
Переход к стимулирующему регулированию внутренних российских цен на газ
(отказ от привязки цены к издержкам производства) - мейнстрим современного этапа
реформирования этого важнейшего для отечественной экономики сектора. При этом
встает
острая
проблема
выбора
индикатива
цены,
обоснованного
с
позиции
общественного благосостояния и не приводящего к искажению стимулов экономических
агентов на внутреннем рынке и в экспортных поставках этого товара.
В
мировой
практике
встречаются
различные
типы
ценообразования
в
долгосрочных газовых контрактах. Согласно материалам доклада International Gas Union
2012 года наиболее распространенными подходами являются привязка к замещающим
видам топлива (прежде всего нефти и нефтепродуктам) и биржевым спотовым ценам
(ценообразование «газ-газ»). Существуют, однако, и другие подходы, включая расчет на
основе нетбэка от стоимости конечного продукта переработки газа, издержек
производства, социально-экономических ориентиров и пр.
Согласно Приказу ФСТ от 14 июля 2011 г. N 165-э/2 «Об утверждении Положения
об определении формулы цены газа» предусматривается «поэтапное достижение в
переходной период равной доходности поставок газа на внешний и внутренний рынки и
учитывающей стоимость альтернативных видов топлива». Остается, однако, открытым
вопрос об альтернативных индикаторах цены внешнего рынка.
Цель исследования – сравнение альтернативных индикативов внутренней
российской цены на газ по уровню и волатильности рассчитанного на их основе ценового
ориентира с привлечением ретроспективных данных.
Информационной
базой
исследования
выступают
данные
российских
и
международных статистических и аналитических агентств: Росстата, Евростата, Thomson
1 В докладе использованы результаты проекта «Оценка эффектов применения антимонопольного
законодательства в отношении односторонних ограничений конкуренции», выполненного в рамках
Программы фундаментальных исследований НИУ ВШЭ в 2014 году.
Reuters, Argus и др. Анализ проводится с учетом издержек экспортных поставок газа.
Горизонт рассмотрения – с января 2007 года по июль 2013 года.
Методология анализа
В рамках исследования моделируются результаты использования следующих
индикативов для оценки уровня и динамики (темпа роста) внутренней цены: а) цена
российского газа на границе (долгосрочные договора ОАО Газпром); б) спотовые
котировки на замещающие энергоносители (мазут и дизельное топливо); в) спотовые
котировки европейских газовых хабов. Вне зависимости от используемого индикатива
мировой цены на газ оценка уровня внутренней цены проводится исходя из
предположения равенства доходности поставок на внутренний рынок и на экспорт:
экспорт
𝑃внутр = 𝑃𝑚𝑖𝑛
экспорт
где 𝑃внутр - цена на внутреннем региональном рынке, 𝑃𝑚𝑖𝑛
– минимальная цена
экспорта (среди всех реализуемых направлений), скорректированная на величину
расходов, связанных с международной поставкой товара и рассчитываемая следующим
образом:
экспорт
𝑃𝑚𝑖𝑛
экспорт
= mini (𝑃𝑖
трансп
− 𝑇𝑖
− 𝑇𝑖пошл )
трансп
где i – индекс экспортного направления поставок; 𝑇𝑖
– дополнительные издержки
транспортировки, 𝑇𝑖пошл - экспортная пошлина.
трансп
𝑇𝑖
= 𝑡 ∙ (𝐷𝑖эксп − 𝐷внутр )
где t – транспортный тариф; 𝐷𝑖эксп - дистанция от места добычи до границы по
направлению i; 𝐷внутр - дистанция от места добычи до регионального рынка.
При наличии нескольких месторождений вопрос с дистанциями неоднозначен,
поскольку в таком случае надо учитывать логистику поставок. Поэтому для анализа
выбран регион добычи - Ямало-Ненецкий АО Тюменской области России, где
расположены крупнейшие (не только в России, но и в мире) месторождения газа. Таким
образом, в проводимых расчетах 𝐷внутр = 0. При определении издержек транспортировки
газа по территории России до национальной границы зоной входа в газотранспортную
систему считается Тарко-Сале.
Индикатив 1: цены ОАО Газпром на границе с европейскими странами
Цены долгосрочных контрактов ОАО Газпром (на начало месяца) доступны для
следующих направлений поставки: Франция, Германия, Венгрия, Италия за период с
января 2007 года по декабрь 2012 года. Динамика временных рядов представлена на рис.
1. Цены экспортных контрактов ОАО Газпром имеют нефтяную привязку, что и объясняет
высокую корреляцию их темпов роста цен. По сравнению с ценами по долгосрочным
контрактам поставки газа во Францию цены по другим направлениям выше 2: для
Германии на 4,9-5,1%; для Венгрии – на 5,5-5,7%; для Италии – на 8,4-8,6%.
600.0
500.0
400.0
300.0
200.0
100.0
0.0
May/05
Oct/06
Франция
Feb/08
Jul/09
Германия
Nov/10
Венгрия
Apr/12
Aug/13
Италия
Рис. 1. Динамика цен на газ по долгосрочным контрактам ОАО Газпром,
долл./тыс.куб.м. Источник: Argus
Экспортная пошлина на природный газ установлена в размере 30% от таможенной
стоимости.3 Стоимость транспортировки газа по территории России до границы с
европейскими государствами оценивается на основе данных о тарифах ФСТ на
транспортировку газа.4 Дистанция от зоны 5 до европейской границы (Беларусь) - «ЯмалЕвропа» - оценивается в 4100 км5.
Суммарные издержки транспортировки газа по территории европейских государств
от российской границы до границы с Францией могут быть оценены в размере 27,87 долл.
за тыс. куб.м. (см. Вставку 1). За неимением исторических данных в дальнейших расчетах
предполагается, что изменение этих расходов во времени соответствует индексу цен в
Еврозоне6.
Таким образом, цена на газ в Ямало-Ненецком АО в каждый момент времени может
быть рассчитана следующим образом:
Газпром
𝑃ЯН = 0,7 ∙ 𝑆 ∙ 𝑃𝑚𝑖𝑛
− 27,87 ∙ 𝑆 ∙ 𝑘 𝐸𝑈 − 𝑡 Росс ∙ 41
Оценки получены как границы 95% доверительного интервала для оценки коэффициента линейной
регрессии анализируемого ряда цены газа на ряд цены долгосрочных контрактов ОАО Газпром по
поставкам во Францию (в предположении нулевой константы)
3
Постановление Правительства РФ № 507 от 19 августа 2003 г., Постановление Правительства РФ № 795 от
23 декабря 2006 г., Постановление Правительства РФ № 88 от 6 февраля 2012 г., Постановление
Правительства РФ № 756 от 21 июля 2012.
4
Тарифы публикует ФСТ http://www.fstrf.ru/tariffs/analit_info/gas/17
5
http://www.stroytransgaz.ru/projects/belarus/yamal
6
ИПЦ Еврозоны публекует Eurostst
2
Газпром
Где S – валютный курс, 𝑃𝑚𝑖𝑛
- цена по долгосрочным договорам ОАО Газпром на
границе с Францией за тыс. куб.м.; коэффициент 0,7 – вычитание из цены газа на
российской границе величины экспортной пошлины (30%); 𝑘 𝐸𝑈 – коэффициент,
корректирующий
величину
транспортных
расходов
по
территории
европейских
государств пропорционально ИПЦ Еврозоны; 𝑡 Росс - тариф на транспортировку газа по
территории РФ, выраженный в руб./тыс.куб.м. на 100 км; 41 - дистанция транспортировки
по России, выраженная в сотнях километров: 4100/100.
Вставка 1
Оценка издержек транспортировки российского газа по территории европейских
государств до границы с Францией
Исторические данные о стоимости транспортировки газа по территории европейских
государств до границы с Францией (Беларусь, Польша, Германия) отсутствуют. В рамках
данного исследования они оцениваются исходя из текущих данных и предпосылки о том,
что темп роста зарубежных тарифов приблизительно равен общему индексу цен (т.е. в
реальном выражении тарифы постоянны).
Транспортировка по территории Польши от входа Кондратки до выхода Мальнов
составляет 36,33 злотых за 1 тыс. куб. м7, что при курсе на 2 ноября 2013 г. эквивалентно
11,72 долл. за тыс. куб. м. Фиксированная составляющая при больших объемах поставки
пренебрежимо мала.
Стоимость транспортировки по территории Германии складывается из цены входа и
цены выхода из газотранспортной системы. По данным на 2 ноября 2013 года суммарный
тариф за вход и выход в среднем по разным транспортным компаниям составляет 0,01
евро за (кВтч/час)/день, то это эквивалентно 40,5 евро за (куб. м/час)/год. В 2012 г. Россия
поставила во Францию, по оценке BP, 7,2 млрд. куб. м газа, что соответствует стоимости
транспортировки в 32,8 млн. евро. По курсу на 2 ноября 2013 г. это составляет 6,15 долл.
за тыс. куб. м8.
Кроме того, свои тарифы назначает и Белоруссия. В 2012 году тариф составлял 2
долл./тыс. куб. м на 100 км9, то есть около 10 долл./тыс. куб. м на протяжении всего
маршрута.
7
TARIFF FOR THE TRANSMISSION OF HIGH-METHANE NATURAL GAS / Transit Gas Pipeline System
EuRoPol GAZ S.A., July 2011
8
Этот расчет имеет очень приблизительный характер. Но другие примеры (например, здесь:
http://slon.ru/economics/severnyy_potok_vs_ukraina-953186.xhtml) показывают, что порядок цифр примерно
такой
9
http://www.rbcdaily.ru/industry/562949985189966
Индикатив 2: котировки газовых хабов.
Временные ряды по ценам контрактов «сутки вперед» охватывают для NBP и TTF
период с января 2007 года по декабрь 2012 года; для NCG данные доступны с августа 2008
года; для Zeebrugge данные доступны с сентября 2007 года.
Как видно из графика на рис. 2, динамика спотовых цен на разных газовых хабах
очень близка. Корреляция уровней цен во всех случаях не ниже 0,98; корреляция темпов
роста цен не ниже 0,85.
600.0
500.0
400.0
300.0
200.0
100.0
0.0
May/05
Oct/06
Feb/08
Jul/09
Nov/10
Apr/12
TTF, сутки вперед
NCG, сутки вперед
NBP, сутки вперед
Zeebrugge, сутки вперед
Aug/13
Рис. 2. Динамика цен на газ на европейских хабах, долл./тыс.куб.м. Источник:
Bloomberg
Расчеты проводятся аналогично предыдущему пункту, но с использованием в
качестве индикатива мировой цены на газ котировок газового хаба TTF.
Издержки транспортировки по территории европейских стран увеличиваются по
сравнению с предыдущим случаем на стоимость транспортировки по территории
Голландии в размере 3,07 евро / тыс. куб. м.10. В таком случае оценка величины
транспортных расходов по территории европейских стран при поставках на газовый хаб
TTF составят 30,94 долл. / тыс.куб.м.
Таким образом, цена на газ в Ямало-Ненецком АО в каждый момент времени может
быть рассчитана следующим образом:
𝑃ЯН = 0,7 ∙ 𝑆 ∙ 𝑃𝑇𝑇𝐹 − 30,94 ∙ 𝑆 ∙ 𝑘 𝐸𝑈 − 𝑡 Росс ∙ 41
По данным Gasunie – голландской газовой компании – стоимость входа на границе составляет от 8 до 12
евро/(куб. м/час)/год, а выхода на газохранилища от 7 до 12 евро/(куб. м/час)/год. Поэтому суммарно
стоимость транспортировки можно ориентировочно оценить в 20 евро/(куб. м/час)/год, что эквивалентно
3,07 евро / тыс. куб. м.
10
Индикатив 3: цена на альтернативные энергоресурсы.
Исторически в составе формулы цены на газ с привязкой к замещающим видам
топлива в Европе учитывались два вида нефтепродуктов, которые могли быть де-факто
субститутами газа для покупателей: дизельное топливо (с весом 60%) и мазут (с весом
40%). Эта модель была сформирована в 1962 году и получила название Гронингенской.
Соотношение коэффициентов при ценах мазута и дизельного топлива в европейских
контрактах со временем менялось, в формулах стали появляться иные компоненты.
Директоратом по конкуренции Европейской Комиссии11 на основе анализа условий более
500 действовавших в ЕС в середине 2000-х годов долгосрочных контрактов поставки газа
(со
сроком
действия
более
12
месяцев)
охарактеризована
относительная
распространенность использования различных показателей для индексации цен. В целом
по всем рассмотренным долгосрочным газовым контрактам вес индексации по цене
дизельного топлива составил 44,8%, мазута – 29,5%, конкурентной цены на газ – 9,8%,
инфляции – 4,1%, сырой нефти – 3,6%, угля – 2,3%, электричества – 1,5%. Таким образом,
наиболее распространенной является привязка к ценам на нефтепродукты.
Обоснованность этой привязки, однако, вызывает сомнения. Нефтепродукты все в
меньшей степени используются в электрогенерации, которая является ведущим
потребителем
газа,
то
есть
взаимозаменяемость
в
потреблении
между
этими
энергоресурсами невелика. В целом нефтяная индексация мало что говорит о балансе
спроса и предложения на самом рынке газа. Наконец, в условиях развития глобальных
рынков газа, благодаря распространению газотранспортной инфраструктуры (в т. ч. СПГ),
на газовых рынках создается возможность интенсивной конкуренции, приводящей к
снижению цен и возможности ограничения срока контрактов. Все это ставит под
сомнение механизм нефтяной индексации.
Тем не менее, есть и ряд преимуществ
нефтяной индексации цен на газ, состоящий в следующем:
 в некоторой степени газ и нефть (нефтепродукты) остаются субститутами для
потребителей. Это касается отдельных регионов (АТР), отдельных сфер применения
(резервное топливо для электростанций, в перспективе – газ как топливо для
автомобилей);
 газ и нефть являются конкурирующими продуктами для нефтегазовых компаний, то
есть субститутами по производству;
 привязка
к
цене
другого
товара
позволяет
снизить
риск
злоупотребления
доминирующим положением, если на самом рынке газа есть явные лидеры;
11
DG Competition report on energy sector inquiry / European Commission Competition DG, 2007
http://ec.europa.eu/competition/sectors/energy/inquiry/full_report_part1.pdf
 нефть активно торгуется на многочисленных международных рынках, что дает
основания рассчитывать на наличие прозрачного и экономически обоснованного
индикатива цены, в то время как ликвидность газовых торговых узлов (хабов) вызывает
некоторые сомнения;
 волатильность нефтяных цен, по оценке IGU, ниже волатильности биржевых газовых
цен.
Согласно приказу ФСТ N 165-э/2 расчетная цена поставок в дальнее зарубежье
рассчитывается по следующей формуле12:
𝑃ДЗ = 𝑆 ∙ (0,2097 ∙ 𝑃мазут + 0,2685 ∙ 𝑃газойл )
где 𝑆 - валютный курс; 𝑃мазут и 𝑃газойл - спотовая цена на мазут и дизельное топливо (FOB
Barges ARA), соответственно.
Величина издержек транспортировки газа по территории европейских стран
оценивается до Голландии - аналогично предыдущему случаю (поставки на газовый хаб
TTF).
Таким образом, цена на газ в Ямало-Ненецком АО в каждый момент времени может
быть рассчитана следующим образом:
𝑃ЯН = 𝑆 ∙ 0,7 ∙ (0,2097 ∙ 𝑃мазут + 0,2685 ∙ 𝑃газойл ) − 30,94 ∙ 𝑆 ∙ 𝑘 𝐸𝑈 − 𝑡 Росс ∙ 41
Обобщение полученных результатов
На Рис. 3 объединены результаты расчета российской цены на газ на основе
альтернативных индикативов его экспортной цены. Данные описательной статистики этих
временных рядов представлены в таблице 1. Согласно данным описательной статистики
расчетный уровень российской цены на газ наименьший при использовании индикатива
спотовых котировок европейских газовых хабов: в среднем за период с ноября 2009 г. по
февраль 2013 г. цена, рассчитанная на основе индикатива «цена российского газа на
европейской
границе», выше на 33-50%; цена, рассчитанная на основе индикатива
«спотовые котировки на нефтепродукты», выше на 10-22%. При рассмотрении более
длительного периода, однако, разница в уровнях становится менее выраженной, что
может
сигнализировать
о
частичном
объяснении
различий
в
темпах
роста
рассматриваемых показателей в последние годы восстановительной корректировкой их
уровня после шока финансового кризиса 2008 года.
См. п.15 Положения об определении формулы цены газа, утвержденного Приказом ФСТ от 14 июля 2011
г. N 165-э/2 в ред. Приказа ФСТ России от 21.08.2012 N 203-э/4
12
9,000
8,000
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
Jul/06
Oct/06
Jan/07
Apr/07
Aug/07
Nov/07
Feb/08
Jun/08
Sep/08
Dec/08
Mar/09
Jul/09
Oct/09
Jan/10
May/10
Aug/10
Nov/10
Feb/11
Jun/11
Sep/11
Dec/11
Apr/12
Jul/12
Oct/12
Jan/13
May/13
Aug/13
Nov/13
Mar/14
Jun/14
0
цена российского газа на европейской границе
спотовые котировки газовых хабов
спотовые котировки на нефтепродукты
Рис. 3. Оценка уровня внутренней российской цены на газ в Ямало-Ненецком АО
(в точке добычи, без издержек транспортировки по газораспределительной системе) при
использовании альтернативных индикативов.
Таблица 1. Описательная статистика рядов российской цены на газ при
использовании альтернативных индикативов его мировой цены (для периода с июля 2009
года по декабрь 2012 года).13
Относительный уровень цены (по Стандартное
сравнению с ценой TTF)14
Индикатив «спотовые котировки
европейских газовых хабов»
Индикатив «цена российского
газа на европейской границе»
Индикатив «спотовые котировки
на нефтепродукты»
отклонение
ноябрь 2009 г. -
апрель 2007 г. -
темпа
февраль 2013 г.
февраль 2013 г.
цены
1,00
1,00
0,127
1,33 – 1,50
1,20 – 1,35
0,050
1,10 – 1,22
0,96 – 1,09
0,082
Период ограничен указанными временными границами для обеспечения одинаковой длины
анализируемых временных рядов (согласно доступности статистических данных) и, соответственно,
сопоставимости оценок волатильности.
14
Оценки получены как границы 95% доверительного интервала для оценки коэффициента линейной
регрессии анализируемого ряда цены газа на ряд цены TTF (в предположении нулевой константы)
13
роста
Волатильность цен также различна. Наибольший разброс в темпах роста
демонстрируют цены, рассчитанные на основе индикатива «спотовые котировки
европейских газовых хабов»: биржевые цены на газ демонстрируют более высокую
неустойчивость темпов роста, чем цены нефтепродуктов и, тем более, цены российского
газа на европейской границе (на границе с Францией).
Основные выводы
Индикатив спотовых корректировок европейских газовых хабов обеспечивает
наименьший из рассмотренных уровень российских цен на газ, однако волатильность
этого показателя наивысшая, что создает дополнительные риски долгосрочных
контрактов.
Ориентация на цену российского газа на европейской границе привела бы к
наивысшему среди рассмотренных индикативов уровню внутренних российских цен на
газ, что обусловлено более высокими контрактными ценами ОАО Газпром по сравнению с
другими крупными поставщиками газа в Европу по долгосрочным контрактам. Плюсом
этого подхода является наименьшая волатильность.
В настоящее время в России используется привязка цен на газ к мировым ценам на
нефтепродукты. Однако этот индикатив становится все менее популярным в мировой
практике:
основным
аргументом
является
низкая
замещаемость
между
этими
энергоресурсами. Анализ показал, что ни по уровню, ни по волатильности этот индикатив
не является оптимальным среди рассмотренных.