Цены внутренние и экспортные
Ряд экспертов считает, что для устранения риска в поставках газа на внутренний рынок при их приросте необходимо цену дополнительно востребуемого газа повысить. Для удовлетворения дополнительного спроса при этом цену надо сделать равной экспортной цене на рынке Западной Европы по принципу net-back (т. е. за вычетом затрат на транспортировку газа за пределами России, экспортной пошлины и таможенных расходов). Экспортная цена газа в 2001-2002 гг. составляла 85-100 долл./тыс. м3 в зависимости от месяца поставки. За вычетом затрат на транспортировку газа вне России и таможенной пошлины (в сумме 35 долл./ тыс. м3) цена транспортируемого газа на границе с Россией составила бы в 2002 г. 50-65 долл./тыс. м3. В то же время внутренняя цена газа в 2002 г. составляла 22,5 долл./тыс. м3, т. е. была в 2,2-3 раза меньше.
Повышение внутренней цены газа в 2,2-3 раза приведет к ухудшению социально-экономического положения в стране, так как, согласно расчетам ряда институтов РАН, повышение цены газа в 2 раза увеличит инфляцию в стране на 8-9% и приведет к снижению прироста ВВП на 10-20%. Необходимо учитывать, что экспортная цена природного газа стремится к цене сырой нефти, но с некоторым запаздыванием (на 6-9 месяцев) и зависит от условий конкретных сделок. По экспертным оценкам, она составляет обычно 75-80% цены нефти (в пересчете на энергетический эквивалент). За 1998-2003 гг. цена нефти возросла с 12 до 35 долл. за баррель, т. е. в 3 раза. Экспортная цена газа также подвержена значительным колебаниям, хотя и в меньшем размере, чем цена нефти (от 60 долл./ тыс. м3 до 110 долл./ тыс. м3, т. е. в 1,8 раза). При значительных колебаниях экспортной цены газа привязывать к ней внутреннюю цену нецелесообразно.
Цены для самофинансирования отрасли
Более обоснованным подходом является поэтапное повышение внутренней цены до обеспечивающей самофинансирование отрасли. Тогда инвестиций будет достаточно для удовлетворения спроса на газ. По выполненным расчетам, для этого действовавшую в 2002 г. внутреннюю цену газа необходимо было повысить на 20%, чтобы обеспечить самофинансирование ОАО «Газпром» в целом, т. е. с учетом его доходов на внешнем и внутреннем рынках. При прогнозе развития экономики России и росте внутренней цены на газ, сделанном Минэкономразвития в марте 2003 г., можно ожидать, что самофинансирование ОАО «Газпром» будет достигнуто к 2005 г. Однако это справедливо лишь при неизменных экспортных ценах и доходах «Газпрома» в 2003-2004 гг. В противном случае самофинансирование может быть обеспечено лишь более высокой внутренней ценой на газ.
В 2002 г. среднегодовая внутренняя цена реализации газа составляла (с НДС) 22,5 долл./тыс. м3 (703 руб./тыс. м3), а среднегодовая экспортная цена — 60 долл./тыс. м3 (без оплаты транзита газа вне РФ и операционных расходов), т. е. была в 2,7 раза выше внутренней. В 2002 г. объем экспорта природного газа (185,5 млрд. м3) был примерно в 2 раза меньше, чем внутреннее потребление (375,5 млрд. м3), поэтому при снижении экспортной цены на 20%, т. е. на 12 долл./тыс. м3, внутреннюю цену необходимо было повысить на 6 долл./тыс. м3, или на 27%. Следовательно, в условиях 2002 г. снижение экспортной цены на газ на 1% требовало повышения внутренней цены на 1,35%.
Другой путь к самофинансированию отрасли – снижение налоговой нагрузки для компенсации потерь прибыли при снижении экспортной цены. Доля налогов в реализации газа на внутреннем и внешнем рынке в 2002 г. составляла 39%, объем реализации — 561 млрд. м3, доля в ней экспорта составила 33%. По расчетам, для компенсации потерь чистой прибыли при снижении экспортной цены на 1% необходимо было по условиям 2002 г. снизить налоги на весь объем реализации газа на
1,48%. Тогда выручка от экспортной реализации газа составила бы 348 млрд. руб., а налоги на его реализацию на внутреннем и внешнем рынке — 235 млрд. руб. Отношение экспортной выручки к налогам равнялось бы 1,48.
Как видно из табл., даже при минимальном росте цен на газ, по прогнозу Минэкономразвития, уже в 2004 г. они вырастут сверх инфляции на 123%, что будет достаточно для самофинансирования. Но этот вывод справедлив лишь в предположении, что экспортная цена, налоги, а также удельная себестоимость добычи и транспортировки газа не будут изменяться. В случае изменения этих показателей в худшую сторону цена для самофинансирования на внутреннем рынке может быть достигнута лишь в 2005 г. (рост цены на 144% сверх инфляции по сравнению с 2002 г.).
При росте цены газа по максимальному варианту Минэкономразвития – на 117% сверх инфляции в 2005 г. по сравнению с 2002 г., цена самофинансирования будет обеспечена в 2005 г., если не произойдет резкого ухудшения условий экспорта газа.
При пересчете в долларах США внутренняя цена газа растет быстрее, так как валютный курс рубля изменяется не пропорционально инфляции, а гораздо медленнее. Так, в 2002 г. инфляция составила 15%, а курс рубля изменился лишь на 6%. В апреле 2003 года курс рубля составил 31,2 руб./долл. Следовательно, цена приобретения газа (с НДС и акцизом) в декабре 2001 г. составляла 600 руб./тыс. м3, или 20 долл./тыс. м3, а в декабре 2002 г. – 819 руб./тыс. м3, или 25,7 долл./тыс. м3. Рост цены газа в долларах составил более 25% за год. В 2003 году при росте цены газа в рублях на 20% – с 819 руб./тыс. м3 до 982,8 руб. /тыс. м3, т. е. до 31,9 долл./тыс. м3, — долларовая цена газа возросла на 24%.
При таких темпах укрепления рубля цена газа обеспечит самофинансирование отрасли уже в 2005 году (см. табл.). Однако ситуация с валютным курсом может измениться в 2004 г. при возможном падении мировых цен на нефть, а следовательно, и на газ. Тогда рубль может обесцениться из-за падения экспортной выручки от нефти и газа, и курс рубля будет снижаться пропорционально относительной инфляции рубля к доллару или даже быстрее.
Если предполагать, что цена на энергетический каменный уголь будет расти пропорционально инфляции (индексу потребительских цен), то уже в 2004 г. соотношение цен на газ и энергетический каменный уголь составит 1,34, а в 2005 г. – 1,5, т. е. выйдет на рациональное соотношение, учитывающее потребительские преимущества газа (см. табл.).
Возможный предельный рост цены на энергетический каменный уголь на внутреннем рынке, по-видимому, ограничен его импортной ценой, которая близка к экспортной. Это означает дополнительный рост цены каменного угля с 19-20 долл./т до 26 долл./т, т. е. на 30% сверх инфляции. Тогда соотношение цен между газом и каменным углем в 2005 г. составит лишь 1,15, а в 2006 г. – 1,17.
Многие эксперты отмечают, что конкуренция в локальной зоне газоснабжения — торговле газом, является лишь видимостью. Ликвидация же диспаритета цен выводит всю отрасль в среду конкуренции с другими видами топлива и с зарубежными рынками. Это явление более масштабно, оно должно преобразить не только торговлю газом, но все сферы топливно-энергетического комплекса – от добычи до продажи всех видов топлива: угля, мазута, газа.
По оценке Минэкономразвития, оптовая цена газа в 2006 г. составит 36-39 долл./тыс. м3, а пороговая цена для энергетиков – 35 долл./тыс. м3. При превышении этой цены энергетики перейдут на другое топливо или на энергосберегающие технологии производства электроэнергии и тепла с целью экономии газа.
По нашей оценке, цена на каменный энергетический уголь не может превышать импортной цены, равной 26 долл./т, или 32 долл./тут. Если «порог чувствительности» цены газа для энергетиков принять равной 35 долл./тыс. м3 или 30,5 долл./тут, то в этом случае газ будет еще дешевле импортного угля. Лишь при цене газа 45 долл./тыс. м3 (39,2 долл./тут) соотношение цен газа и импортного угля составит 1,225, и каменный уголь, возможно, будет выгоднее для энергетики, чем газ, даже при учете его потребительского эффекта. При цене газа 50 долл./тыс. м3 (43,6 долл./тут) соотношение цен газа и импортного угля составит 1,36.
Если к 2010 году оптовая цена газа возрастет до 50 долл./тыс. м3, то в энергетике будет выгодно использовать каменный уголь вместо газа. Цена каменного угля вряд ли превысит 26-28 долл./т — импортную и экспортную цену каменного угля, действующую на протяжении многих лет. Поэтому необходимо уже сейчас строить ТЭС на угле и реконструировать газовые ТЭС на углегазовые.
Чтобы избежать роста свободных цен на уголь вслед за ростом цены на газ, предлагается ввести налог на использование газа в качестве топлива для электростанций. Цена газа вырастет при этом в пределах 10%. Этот налог можно использовать для компенсации снижения тарифа на железнодорожные перевозки энергетического угля с тем, чтобы снизить цену приобретения угля электростанциями и обеспечить тем самым рациональное соотношение цен на газ и уголь. Такое регулирование цены на энергетический уголь должно сопровождаться предоставлением угольному предприятию льготных тарифов на железнодорожные перевозки угля лишь в случае, если рост его цены не будет превышать темпов инфляции.
Неопределенности и риски
В результате либерализации, согласно директиве ЕС, европейского газового рынка «Газпром» вынужден снижать экспортные цены по своим долгосрочным контрактам. Чистая прибыль «Газпрома» в 2002 г. снизилась на 25,6% (примерно на 600 млн. долларов) и составила около 1,75 млрд. долларов. В ближайшие 15 лет, по мнению экспертов, доля продаж компании на европейских рынках может снизиться с нынешних 26% до 15%.
Однако представители европейских газовых концернов утверждали, что полномасштабное введение «газовой» директивы ЕС может привести к тому, что рынок заполнится фирмами-однодневками, которые не будут инвестировать в развитие отрасли, и в результате вместо снижения цен Европа может столкнуться с дефицитом газа и в худшем случае повторить опыт Калифорнии на либерализованном рынке электроэнергии.
Тем не менее осенью 2002 года процесс открытия рынков начался, и в 2005 году Европейская газовая директива должна распространиться на всех участников ЕС.
Но либерализация цен на газ будет способствовать их снижению лишь в краткосрочной перспективе. Представители газовых кругов ожидают, что в 2008-2010 годах Европа может столкнуться с дефицитом предложения газа. Это связано как с ростом потребления, так и с истощением месторождений Северного моря. К этому времени цена на газ может составить 130 евро/тыс. м3, а потребление вырасти как минимум на 30%. Это позволит «Газпрому» увеличить экспортную выручку на 10 млрд. долларов в год.
По нашим расчетам, если принять, что чистая прибыль от экспорта газа составит 33% экспортной выручки, как в 2001-2002гг., и она будет инвестирована, то окупаемость этих инвестиций составит 6 лет c эффективностью 16,6%, что может быть приемлемо для «Газпрома». Для получения таких доходов необходимы инвестиции в развитие новых месторождений в сумме не менее 20 млрд. долларов. Однако стратегия «Газпрома» рассчитана на стабильную добычу газа в объеме 530 млрд. м3 в течение ближайших 10 лет. Увеличить экспорт газа в Европу на 30% за счет сокращения поставок газа на внутренний рынок не представляется возможным. Возможно лишь добиться некоторого сокращения потребления газа для внутренних нужд «Газпрома» (текущее потребление – 60 млрд. м3) за счет газосбережения, а также экономии газа на электростанциях РАО «ЕЭС России» (текущее потребление — 140 млрд. м3) за счет использования новых парогазовых и газотурбинных установок, у которых экономия газа может составить 30-40% по сравнению с паровыми турбинами.
В 2000 году произошло падение добычи газа в «Газпроме» на 20 млрд. м3, и для ликвидации дефицита был закуплен туркменский газ по цене 36 долл./тыс. м3, т. е. в 2,5 раза дороже внутренней цены, равной 14 долл./тыс. м3. Следует отметить, что покупка газа замыкающим потребителем – электростанцией – по цене 36 долл./тыс. м3 значительно эффективнее для экономики, чем ущерб от недоотпуска электроэнергии при дефиците газа. Расчеты, выполненные в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева на основе межотраслевой модели, показывают, что снижение поставок электроэнергии на 1-2% производственной сфере в 2005 г. по сравнению с требуемой по базовому варианту может привести к падению ВВП на 0,35-1,09%. ВВП России в 2002 году составил около 400 млрд. долл., следовательно, 0,35% ВВП составят 1,4 млрд. долл.
Дефицит электроэнергии может быть вызван дефицитом газа. В частности, производство электроэнергии на газовых ТЭС снижается на 1% из-за сокращения поставки газа на 1%, т. е. на 1,4 млрд. м3 (в 2002 г. ТЭС потребляли 140 млрд. м3). При экспорте 1,4 млрд. м3 по цене 100 долл./тыс. м3 выручка составит 140 млн. долл. Таким образом, ущерб для экономики от недоотпуска электроэнергии (1,4 млрд. долл.) в 10 раз превышает выручку от экспорта газа. Следовательно, нельзя допускать роста экспорта газа за счет создания дефицита на внутреннем рынке. Выгоднее его импортировать по цене 40-50 долл./тыс. м3 при возможном дефиците.
Анатолий КУЗОВКИН, доктор экономических наук,
профессор
