Статья посвящена ценообразованию на российских региональных рынках нефтяного попутного газа (НПГ), В 1992 г., в Западной Сибири – основном нефтедобывающем российском регионе возникло несколько локальных рынков нефтяного попутного газа. По своему строению все локальные рынки были монопольно-монопсоническими. В странах, где обращение с НПГ эволюционировало вместе с развитием добычи нефти, рынков НПГ не было, и обращение с НПГ было частью бизнеса нефтедобывающей компании. В отсутствие экономической теории рынка НПГ и возможности организовать конкуренцию на рынке, государство было вынуждено назначать цену НПГ, используя эмпирический подход. Его использование стимулировало возникновение спроса на разработку научно обоснованной теории назначения цен НПГ. Первым этапом нового подхода стала разработка и введение шкалы цен, основанной на обеспечение самоокупаемости переработки НПГ. Рассматривается эволюция инструментария, разработанного на основе формирования общественно оптимальной цены НПГ. Приводятся результаты расчетов общественно оптимальных цен НПГ на нескольких локальных рынках.

Западная Сибирь, региональные рынки, региональные рынки нефтяного попутного газа, локальные рынки, конкурентный рынок, монопольно-монопсонический рынок, регулирование, либерализованный рынок, математическая модель виртуального конкурентного рынка.

In 1992, several local markets for associated petroleum gas (APG) emerged in Western Siberia, the main oil-producing region of Russia. By their structure, all local markets were monopoly-monopsony. In countries where APG handling evolved with the development of oil production, there were no APG markets and APG handling was part of the oil producer's business. In the absence of an economic theory of the APG market and the ability to organize competition in the market, the state was forced to price APG using an empirical approach. Its use stimulated the demand for development of scientifically grounded theory of APG price setting. The first stage of the new approach was the development and introduction of the price scale based on ensuring the self-sufficiency of APG processing. The evolution of the toolkit developed on the basis of formation of the socially optimal price of APG is considered. The results of calculations of socially optimal APG prices at several local markets are given.

Western Siberia, regional markets, regional markets for associated petroleum gas, local markets, competitive market, monopoly-monopsony market, regulation, liberalized market, mathematical model of the virtual competitive market.

Введение

В статье анализируются механизмы, которые были использованы при формировании цен на нефтяной попутный газ (НПГ) в основном нефтедобывающем регионе России – Западной Сибири. В ее недрах сосредоточено около 57% российских запасов нефти (Расчеты авторов по данным, приведенным в [1, с.28]. В 2002 г. запасы нефти в Западной Сибири оценивались в 70% [2, с.8]). Газовый фактор в этих запасах весьма значителен, так что при подъеме на поверхность земли из скважинной жидкости выделяется много НПГ (НПГ представляет собой смесь предельных углеводородов C_nH_2n+2, где n =1,2,3,…), который необходимо собирать и утилизировать, так как (из-за вредного воздействия на окружающую среду) выпуск НПГ в атмосферу запрещен, а сжигание его в открытых факелах ограничено обычно 5% произведенного НПГ.

Состав НПГ неоднороден по нефтяным месторождениям, но в среднем в нем содержится примерно 85-90% метана и этана (Эта смесь называется сухим отбензиненным газом (СОГ)), остальное – это так называемые легкие углеводороды: пентан, бутан, изобутан, пентан, изопентан и гексан (около 9-15%) (Их смесь получила название «широкая фракция углеводородов» – ШФЛУ) и прочие углеводороды (Их смесь называют стабильным газовым бензином (СГБ)) (около 1%).

В рамках совместной разработки и использования нефтяных месторождений Западной Сибири еще в СССР был разработан и частично осуществлен проект двухступенчатой сепарации НПГ. На первой ступени на ГПЗ (газоперерабатывающих заводах) (До 1992 г. было построено восемь ГПЗ: Белозерный ГПЗ (БГПЗ), Губкинский ГПЗ (ГГПЗ), Локосовский (ЛГПЗ), Муравленковский ГПЗ (МГПЗ), Нижневартовский ГПЗ (НвГПЗ), Няганский ГПЗ (НяГПЗ), Сургутский (СГПЗ) и Южно-Балыкский ГПЗ (ЮБГПЗ). Однако некоторые ГПЗ не были полностью оборудованы сепарационными установками, а на некоторых не была подготовлена инфраструктура для вывоза готовой продукции) НПГ сепарируют на три компоненты: СОГ, ШФЛУ и СГБ. ГПЗ входили в состав производственного объединения (ПО) «Сибнефтегазпереработка», которое, в свою очередь, наряду с нефтедобывающими ПО Западной Сибири входило в состав ПО «Главтюменьнефтегаза»» Миннефтепрома. На второй ступени ШФЛУ разделяют на компоненты, из которых затем производят широкую палитру продуктов химической промышленности (мономеры, полимеры, шины и пр.).

Все ГПЗ ПО «Сибнефтегазпереработка» в 1995 г. вошли в состав компании ОАО «АК Сибур» (Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания, далее – Сибур). Сибур не был аффилирован с нефтедобывающими компаниями.

Так в 1995 г. в мировой практике обращения с НПГ появился новый (ранее не встречавшийся в сфере обращения с НПГ (Зарубежные нефтедобывающие компании не продают произведенный ими НПГ, а сами сепарируют его на компоненты)) экономический объект – рынок (Необходимым признаком рынка является наличие обмена по правилу quid pro quo, то есть более или менее равноценного обмена одного (товара или услуги) на другое (товара или услуги) [3]. На рынке НПГ – это обмен продавцов НПГ—нефтедобывающих компаний на деньги покупателя – Сибура) НПГ.

Реформу нефтяной и газовой отраслей проводило государство. Кажется очевидным – следовало установить такой механизм, который формировал бы общественно оптимальную рыночную цену НПГ, прокси которого, как известно, является сумма излишков покупателей и прибылей продавцов НПГ (с учетом экстерналий).

В течение нескольких лет решить эту задачу не удавалось, и в статье рассматривается эволюция использованных государством ценоформирующих механизмов. Приводятся также результаты работы этих механизмов, а также результаты расчетов общественно оптимальных цен НПГ на рыночных площадках.

В статье мало ссылок на работы зарубежных авторов. Это неудивительно – за рубежом нет реальных рынков НПГ. В российской литературе работ по этой теме тоже очень мало.

1. Особенности строения рынка НПГ

— Компоненты НПГ имеют разные теплофизические свойства, что влияет на технологию обращения с НПГ. Так, если (при нормальном давлении) температура конденсации метана равна -160⁰C, то, например, у бутана – одного из компонентов НПГ – она равна -0.6⁰C, у пентана +36⁰C, а у гексана – + 69⁰C. При такой большой неоднородности температуры фазового перехода компонентов НПГ до сепарации на компоненты его, как правило, не удается транспортировать по магистральным газопроводам на большие расстояния из-за появления жидкостных пробок в газопроводе. Создать единый рынок НПГ в Западной Сибири поэтому не получается, и российский рынок НПГ – это совокупность локальных рынков.

В 1995 г. локальных рынков НПГ было восемь, однако в конце 2001 г. Сургутнефтегаз купил у Сибура СГПЗ, а Лукойл в начале 2002 г. – ЛГПЗ (Вероятно, продажа некоторых ГПЗ позволяла Сибуру частично выполнять обязательства по кредитам. Рентабельность же ГПЗ в тот период волатильной тарифной политики по отношению к НПГ казалась сомнительной. Однако после введения в апреле 2002 г приказом Минэкономразвития № 117. новой шкалы цен, построенной с учетом самоокупаемости обеих ступеней сепарации НПГ, Сибур отказался от политики продаж ГПЗ нефтяным компаниям [4, с.240]). В результате в Западной Сибири (после ввода в 2012 г. в эксплуатацию Вынгапуровского ГПЗ — ВГПЗ) НПГ торгуется на семи рыночных площадках. Все рыночные площадки, на которых продавался НПГ, были монопольно-монопсоническими [5], то есть у одного продавца – нефтедобывающей компании был один продавец – компания Сибур. Смена собственника НПГ происходила на площадке ГПЗ.

— Альтернативные продаже на рынке способы обращения с НПГ либо запрещены (выпуск его в атмосферу), либо значительно ограничены регулятором (факельное сжигание), либо технически ограничены (закачка в недра, производство тепла и электроэнергии на месте добычи). Таким образом, нефтяные компании, не имеющие собственных ГПЗ, вынуждены продавать НПГ на монопольно-монопсонических локальных рынках.

— Сибур с самого начала своего создания, покупая НПГ на рынке, сталкивался с проблемой сбыта ШФЛУ на нефтехимические комбинаты. Вся технологическая цепочка переработки ШФЛУ, которая могла бы обеспечить финансовую устойчивость, Сибуру не принадлежала. Поэтому в 1999-2000 гг. Сибур стал приобретать предприятия, перерабатывающие  ШФЛУ, в химические продукты [4, с.239]. Консолидируя технологическую цепочку сепарации и переработки ШФЛУ в своих руках, Сибур вынужден был прибегать к внешним заимствованиям. Это создавало потенциальную зависимость компании от внешних кредиторов. И в 2002 г. Газпром – основной кредитор приобрел Сибур.

— Традиционно НПГ рассматривался как малоценный отход нефтедобычи. Такое отношение к НПГ подкреплялось тем, что основную прибыль нефтяные компании получали от продажи нефти на мировом рынке, и размер этого дохода многократно превышал тот доход, который можно было получить, продавая НПГ на российском локальном рынке. В результате и нефтяные компании, и руководство страны не считало оправданным тратить дефицитные финансовые ресурсы на измерение объемов производимого и сжигаемого в факелах НПГ – бесполезный отход не заслуживал большего внимания.

— Однако руководство страны стремилось все время доказывать, что советская промышленность способна быть технологически более эффективной, чем в развитых капиталистических странах. А там нефтяные компании перерабатывали НПГ в ценное сырье для предприятий химической промышленности. В Западной Сибири нефть добывалась из крупнейших месторождений, и объем НПГ был очень велик. Так что наряду с отношением к НПГ, как к отходу, осознание ценности НПГ привело к признанию, что НПГ – ценное сырье для химической промышленности.

Свою роль в этом сыграла и волатильность мировой цены нефти – в годы ее снижения доходы нефтяных компаний значительно снижались.

— Ни на стороне предложения, ни на стороне спроса конкурентные рынки НПГ организовать невозможно. Нет и товаров, которые могли бы заменить НПГ. В [6] показано, что при эгоистическом поведении участников монопольно-монопсонического рынка в отсутствие регулирования на рынке НПГ будут формироваться устойчивые равновесные цены в интересах одной из сторон. Они будут либо выше, либо ниже цены, соответствующей максимуму общественного благосостояния (будем называть ее общественно оптимальной ценой – ООЦ). Если рыночная власть монополиста (нефтяной компании) будет больше рыночной власти монопсониста (покупателя НПГ), равновесная цена оказывается выше ООЦ, если меньше, то равновесная рыночная цена будет ниже ООЦ. При этом рыночная власть зависит не от экономических, а внеэкономических факторов, например, от степени аффилированности с государственными структурами, роли в экспорте российской продукции, ущерба окружающей среде, значимости компаний в глазах государства и элит и пр. Ниже будет показано, что такой рынок следует регулировать (С этим выводом согласны далеко не все. «Окончательно запутывает ситуацию государственное регулирование – регулируются цены на попутный газ, на природный газ, на сжиженный газ. <…> Но у нас уже сложились рыночные основы экономики, и подобное регулирование создает совершенно извращенную ситуацию экономических стимулов. <…> Если отпустить цены на попутный газ, на сжиженный газ – ничего страшного не случится. Если бы это сделали раньше, уже никакого бы спора не было – а нефтяники вместе с нефтехимиками боролись бы за либерализацию газового рынка» [7]).

Но как регулятор сможет определить уровень общественно оптимальной цены НПГ в отсутствие реальной конкуренции, заменителей НПГ на рынке, в отсутствие не только теоретической модели определения ООЦ, но и практики ее определения? Чтобы решить эту проблему в отсутствие нормативной теории формирования цены на рынке НПГ, регулятору пришлось прибегнуть к эмпирическому методу регулирования, основу которого составляют качественные соображения.

2. Механизмы формирования цен при эмпирическом регулировании

Регулятор рынка НПГ на первых порах, не имея научно обоснованных аргументов о цене НПГ, но обязанный ее назначить, вынужден был находить какое-то приемлемое (Нефтяные компании и Сибур – влиятельные экономические агенты, и с их интересами регулятору приходилось считаться) для обеих сторон рынка значение цены НПГ. Мировая цена нефти в 1995-1997 гг. держалась на уровне 17-20 долл./барр., и основной доход нефтяные компании в Западной Сибири получали от продажи нефти на мировом рынке. НПГ они рассматривали как малоценный отход нефтедобычи. При таком отношении производителей НПГ основной заботой регулятора в тот период было обеспечение рентабельности сепарации НПГ на компоненты. В результате регулятор в 1995 г. установил цену НПГ на весьма низком уровне – 50 долл./1000 м³ для всех рынков НПГ и не менял ее до 1999 г. Продажа НПГ по этой цене на российских рынках приносила нефтяным компаниям (по расчетам авторов) примерно 3-4% дополнительного дохода по сравнению с продажей нефти на мировом рынке. Тратить большие усилия на повышение цены НПГ большого смысла не имела, хотя в долларовом выражении цена НПГ в 1997 г. была ниже, чем в 1995 г., примерно в два раза.

Однако в 1998 г. мировая цена нефти снизилась по сравнению с 1997 г. примерно на 35%, так что продажа даже реально обесценившегося из-за инфляции НПГ стала приносить нефтяным компаниям дополнительный доход в размере 5% по сравнению с продажей нефти на мировом рынке. Этот рост знáчимости продаж НПГ в некоторых нефтяных компаниях заметили и стали оказывать давление на регулятор, настаивая на повышении цен НПГ. С целью усиления этого давления в системе управления нефтяных компаний были созданы специальные отделы, в задачу которых входило принятие мер по обеспечению рентабельности производства НПГ. Быстро было обнаружено, что принятые в бухгалтерском учете методы распределения издержек нефтедобычи между двумя продуктами: нефтью и НПГ сигнализировали о нерентабельности производства НПГ – цена НПГ, оказывалась значительно ниже «себестоимости» его производства. Это стало весомым аргументом в глазах регулятора для повышения цены НПГ, хотя Сибур, в свою очередь, утверждал, что повышение цены НПГ сделает нерентабельной сепарацию НПГ.

В ноябре 1999 г. регулятор повысил единую для всех рынков НПГ цену до 150 руб./1000 м³. Но из-за того, что в 2000 г. мировая нефти повысилась до 28 долл./барр., доход от продажи НПГ относительно дохода от продажи нефти на мировом рынке хотя повысился при повышении цены НПГ, но не так значительно – до 7%, Противоречие между «себестоимостью» и ценой НПГ на российском рынке регулятору разрешить не удалось, и давление на него со стороны нефтяных компаний продолжалось. В 2001 г. средняя мировая цена нефти понизилась по сравнению с предыдущим годом примерно на 15%, доходы нефтяных компаний соответственно, упали, что привело к большей жесткости их требований повысить цену НПГ. В результате в апреле 2011 г. регулятор установил, что при заключении договоров о купле-продаже НПГ, цена может находиться в диапазоне 275-350 долл./1000 м³. При продаже НПГ в России по средней цене этого диапазона дополнительный доход составлял в 2001-2002 гг. уже 17% дохода от продажи нефти на мировом рынке. Это уже солидный вклад в финансовое положение нефтяных компаний, показавший их менеджерам, что рынок НПГ может быть солидным источником прибыли. Тем более, что перспектива дальнейшего роста цен НПГ не была закрыта – ведь цена НПГ продолжала оставаться намного ниже «себестоимости» производства НПГ. Кроме того, единая для всех рынков цена НПГ не отражала очевидной зависимости цены НПГ от его качества. В частности, чем больше в НПГ пропана, бутана, пропана и других высших углеводородов, тем выше должна быть цена НПГ. Регулятор не учитывал это очевидное требование, что создавало дополнительное (и обоснованное) давление на него. Если некоторые влиятельные нефтяные компании требовали повышения цены НПГ, то Сибур выступал против, обосновывая это тем, что сепарация НПГ будет убыточной, а этом создаст угрозу множеству предприятий химической промышленности, использующих продукты переработки НПГ в качестве основного сырья.

Противоречия сторон рынков НПГ оказались столь острыми, что возникла угроза заключению рыночных сделок купли-продажи НПГ. Длительная недоговороспособность сторон могла привести к развалу всей системы добычи нефти в Западной Сибири и работы предприятий химической промышленности, использующих НПГ Западной Сибири  в качестве сырья.

Сформировался спрос на скорейшую разработку научно обоснованного подхода решения проблемы формирования цены НПГ при смене его собственника. Искомое решение, при этом должно было быть приемлемым как для обеих сторон рынков НПГ, так и для регулятора. Чтобы механизм регулирования цены был приемлем для сторон рынка, должно быть восстановлено доверие к нему.

3. Проблема восстановления доверия к регулированию цены НПГ

Поскольку рынки НПГ монопольно-монопсонические и каждая из сторон обладает действенной экономической силой в отношениях с регулятором, у каждой стороны есть только два возможных типа экономического взаимодействия с другой стороной рынка: или договориться с ней о цене НПГ, или отказаться от договора о купле-продаже НПГ (Ни одна из сторон рынка не может сменить партнера. Угроза одной из сторон отказаться от заключения договора о купле-продаже НПГ побуждает регулятора к поиску приемлемого компромисса между сторонами.). Из этого следует, что знáчимость доверия сторон друг к другу, а также к регулятору на рынках НПГ исключительно важна. Это накладывает ряд ограничений на механизм и алгоритм формирования цены, которые может использовать регулятор.

Во-первых, алгоритм цены, назначаемой регулятором, должен быть полностью прозрачным для сторон рынка. Во-вторых, до восстановления доверия между сторонами алгоритм цены должен быть довольно простым, иначе восстановление доверия потребует слишком много времени, что принесет ущерб экономике. В-третьих, принципы, которые будут использованы для алгоритмизации цены НПГ, должны быть такими, чтобы ни у сторон рынка, не у регулятора не было бы рациональных оснований для отказа от них. В-четвертых, и механизм ценообразования, и алгоритм цены должны опираться на измеримые показатели о реальности.

Соблюдение этих принципов накладывает ряд ограничений на механизм ценообразования и на алгоритм цены НПГ:

— Искомый механизм ценообразования на рынке НПГ должен быть так устроен, чтобы на рынке формировалась общественно оптимальная цена (ООЦ), соответствующая максимуму общественного благосостояния, понимаемого как сумма излишков покупателя НПГ и прибыли продавца НПГ с учетом экстерналий. Если рынок регулируемый, то задача определения ООЦ ложится на плечи регулятора. Если рынок либерализован, то это – задача должна решаться рыночным механизмом ценообразования.

— Доверие сторон рынка к решениям регулятора является необходимым условием успешного и устойчивого регулирования. Если доверие сторон к регулятору под вопросом, то регулятор оказывается перед развилкой решений: восстановить к себе доверие сторон, отложив на какое-то время решение о введении ООЦ, или ввести ООЦ в действие до восстановления доверия. Легко показать, что предпочтительным является первый вариант решения в развилке. Тогда в краткосрочной перспективе предпочтительным является механизм, восстанавливающий взаимное доверие участников рынка, но при этом не обязательно формирующий ООЦ. Если механизм формирования ООЦ еще не построен и алгоритм определения ООЦ пока не найден, следует ограничиться введением такого механизма ценообразования, который обеспечивает неотрицательную рентабельность как добычи нефти, так и рентабельность сепарации НПГ на компоненты (Случай, когда не удается одновременно обеспечить позитивную  рентабельность и добычи нефти, и сепарации НПГ на компоненты, в данной работе не рассматривается), не допуская банкротства ни одной стороны рынка НПГ. Банкротство нефтяной компании означало бы потерю ренты той части российской нефти, которая продается на мировом рынке. Это большая и потому недопустимая потеря общественного благосостояния. Банкротство сепарации НПГ означало бы обесценение тех затрат, которые были сделаны при создании предприятий химической промышленности, использующих компоненты НПГ в качестве сырья. Это тоже неприемлемая для общества потеря.

— Рентабельность добычи нефти определяется путем сопоставления издержек добычи нефти (Очень важно (!): рентабельность производства НПГ определяется не в результате сопоставления доходов нефтяной компании с «себестоимостью» производства НПГ (это широко распространенный метод). Нефть и НПГ извлекают из недр совместно. Поэтому для сепарации общих затрат совместного производства на продукты, надо сопоставлять доходы от продажи обоих продуктов с издержками на их совместное производство) с доходами от продажи нефти и НПГ на соответствующих рынках.

— Рентабельность сепарации НПГ определяется путем сопоставления издержек на покупку НПГ и издержек его сепарации на компоненты с продажей продуктов сепарации НПГ на соответствующих реальных и виртуальных (при отсутствии реальных) рынках.

— Если при данном механизме ценообразования цены НПГ алгоритм определения цены приводит к неоднозначным значениям искомой цены НПГ, механизм ценообразования должен быть модифицирован, чтобы, не выходя за пределы ООЦ, алгоритм приводил к детерминированному предпочтительному значению ООЦ.

При выполнении этих ограничений на механизм формирования цены НПГ и на алгоритм, позволяющий сторонам определять эту цену, можно рассчитывать на то, что доверие сторон к сделкам купли-продажи будет восстановлено, и рынки НПГ приобретут свойство договороспособности.

4. На пути к механизмам, формирующим общественно оптимальные цены

Чтобы предотвратить провалы на рынках НПГ, в 2002 г. регулятор отказался от эмпирического подхода к ценообразованию на рынке НПГ и ввел в практику разработанную в [8] шкалу цен НПГ, которая должна была использоваться на каждой из действовавших тогда рынков НПГ при заключении договоров купли-продажи НПГ. Средняя для всей совокупности рынков НПГ цена НПГ была равна предельной (максимально высокой) цене, при которой рентабельность сепарации НПГ соответствовала средней нормативной рентабельности промышленных предприятий Западной Сибири, то есть это была предельная цена самоокупаемости сепарации НПГ на компоненты (ПЦСС НПГ). Согласно шкале договорная цена ПЦСС НПГ на локальном рынке зависела от суммарного содержания пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана и гексана в продаваемом НПГ, то есть от «жирности» НПГ. Чем она была выше, тем выше была цена НПГ. Это отвечало одному из главных требований нефтяных компаний к регулятору – цена НПГ должна зависеть от его качества.

В 2001 г., когда были выполнены расчеты по определению нормативной шкалы цен, средняя агрегированная (по всем рынка НПГ) ПЦСС НПГ имела вид [8, с.168]

                    (1)

где
ПЦСС – предельная цена самоокупаемости сепарации НПГ на компоненты, руб./1000 м³,
X – среднегодовое содержание высших углеводородов (пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана и гексана), проданных на локальном рынке, г/м³ [8, с.128-129].

Введение шкалы нормативных цен НПГ предотвратило угрозу банкротства предприятий, сепарирующих НПГ на компоненты. Это обеспечивало сырьем многочисленные предприятия химической промышленности, использовавших НПГ как источник сырья.

Введение прозрачного и доступного сторонам рынка алгоритма формирования ПЦСС НПГ восстановило до некоторой степени доверие сторон к регулятору. Хотя основная цель изменения механизма ценообразования – восстановление договороспособности рынков НПГ – была достигнута, нормативная шкала была сугубо врéменной мерой, так как в алгоритме формирования цены не учитывались издержки на добычу нефти. Менеджеры нефтяных компаний, опиравшиеся в своих расчетах на «себестоимость» производства НПГ (об ошибочности этого подхода уже говорилось выше), по-прежнему обнаруживали, что нормативные цены НПГ значительно ниже «себестоимости» производства НПГ. На этом основании они требовали повышения цен. Регулятор ответил на эти требования смягчением жесткости нормативной шкалы, выразившееся в том, что допускалось некоторое (ненормированное) отклонение от нормативных цен. При этом регулятор не обращал внимание на изменение экономической обстановки в стране и не обновлял нормативную ценовую шкалу. Таким образом, активизировались факторы, которые стимулировали дальнейшее развитие механизма ценообразования на рынках НПГ. Источник одного из них – психология человека. Когда экономический объект на фоне быстрого изменения состояния среды (экономической ситуации в стране) не меняется (нормативная шкала цен), он начинает восприниматься как устаревший. Кроме того, в нормативной шкале цен не были явно учтены издержки добычи нефти, а они, как уже отмечалось, превышали уровни нормативной шкалы. Перед регулятором встала развилка решений. Первый вариант – сохранив регулирование, изменить механизм ценообразования, введя вместо нормативной шкалы цен, основанной на идее самоокупаемости сепарации НПГ, алгоритм определения ООЦ. Второй вариант – либерализовать рынки НПГ. Был выбран второй вариант, и в 2009 г. рынки НПГ были либерализованы. В режиме либерализации рынки НПГ работают и в настоящее время.

Вероятно, одним из наиболее весомых аргументов в пользу либерализации было широко распространенное убеждение у руководства страны в существовании автоматически действующей «невидимой руки» рынка, которая, используя эгоистические интересы участников рынка, при соблюдении принципа «laissez-faire» (невмешательства государства в бизнес) приводит рынок в равновесное состояние с максимальным значением общественного благосостояния.

Однако расчет на действенность «невидимой руки» рынка был ошибочен. Дело в том, что ее действенность обеспечивается тем, что продавцы конкурируют друг с другом, и из-за отсутствия барьера при входе на рынок всегда имеются новые продавцы, готовые поставлять свою продукцию на рынок. Если издержки производства нового продавца ниже, чем у продавца, издержки которого, выше, чем у других, и при этом наименее эффективному продавцу все же удается продать свою продукцию, то новый продавец вытеснит из сферы продаж существующего продавца. Что же касается вытесненного с рынка продавца, то предполагается, что его уход с рынка не снижает общественного благосостояния. Аналогичный механизм действует и при изменении спроса на рынке. В результате эгоистическое поведение каждого из множества продавцов на рынке способствует достижению максимума общественного благосостояния и формирует на рынке ООЦ рыночного продукта.

Но (!) на монопольно-монопсоническом рынке НПГ нет конкуренции (один продавец и один покупатель), следовательно, нет и «невидимой руки» рынка, с помощью которой на рынке устанавливается ООЦ НПГ. Но если на рынке нет ни прямого, ни косвенного механизма, действующего в интересах общества, и с помощью либерализации достичь формирования ООЦ не удается, следует в интересах общества вернуться к режиму регулирования ООЦ. Таким образом, либеральный рынок НПГ не является «концом его истории».

Но как регулятор определит ООЦ?

В [5] и в [8] дается обоснование тому, что при определении ПЦСС НПГ нет необходимости рассматривать всю технологическую цепочку переработки НПГ – достаточно рассмотреть только сепарацию НПГ ООЦ на компоненты.

Для определения ООЦ НПГ была построена математическая модель виртуального конкурентного рынка (Реального конкурентного рынка нет, поэтому приходится конструировать виртуальный конкурентный рынок, чтобы определить ООЦ. Нужен именно конкурентный рынок, потому что именно он формирует ООЦ НПГ) НПГ. Было показано, что для разделения общих издержек совместного производства двух продуктов между продуктами обычно используемый метод, основанный на количественном соотношении производимых продуктов, ошибочен, так как не учитывает жесткую связь между количествами производимых продуктов.

Исследование модели показало, что, если количество производимого нефтяной компанией НПГ больше того количества, которое может переработать ГПЗ, работающий на рынке, и из-за этого «лишний» НПГ приходится сжигать в факеле и платить за это штраф (это первый случай), предельные издержки производства НПГ определяются выражением

(2)

где
– предельные издержки производства НПГ в первом случае, руб./1000 м³,
– предельные издержки сбора и компримирования (сжатия) НПГ на месте его производства,
– штраф за сжигание НПГ в факеле на месте.

Если же мощность ГПЗ больше того количества НПГ, которое производится нефтяной компанией, и весь производимый НПГ продается на рынке (это второй случай), то предельные издержки производства НПГ определяются выражением

    (3)

где
– предельные издержки производства НПГ во втором случае, руб./1000 м³,
– издержки совместной добычи нефти и НПГ,
– доля нефти в извлекаемой смеси нефти и НПГ,
– доля НПГ в извлекаемой смеси нефти и НПГ,
– предельные издержки транспорта НПГ от места его производства до ГПЗ,
– цена   нефти на рынке.

В первом случае в соответствии с [6] ООЦ равна предельным издержкам производства НПГ, то есть определяется выражением (2), а во втором случае равна ПЦСС НПГ, то есть – выражением (1).

Из (2) следует, что при

                 (4)

ООЦ НПГ отрицательна.

Таким образом, если на данном локальном рынке у ГПЗ покупателя недостаточно мощности, чтобы сепарировать на СОГ, ШФЛУ и СГБ весь произведенный нефтяной компанией НПГ (или у него нет возможности использовать или продать СОГ, отправить ШФЛУ на сепарацию или продать ее), то нефтяная компания, продавая НПГ, должна заплатить покупателю за НПГ по цене (2). При этом с ростом штрафа за факельное сжигание будет расти и размер платы за сепарацию НПГ.

Несомненно, переход от либерализованного рынка к регулированию с такими финансовыми последствиями встретит резко негативное отношение к нему со стороны нефтяных компаний, которые продают НПГ на рынках, где условия торговли соответствуют первому из рассмотренных выше случаев. Регулятор должен будет объяснить, почему общество считает целесообразным отдать покупателю не только весь излишек покупателя, но и всю прибыль продавца, возникающие при продаже НПГ. Аналогичный вопрос возникнет и у покупателя НПГ на том рынке, где условия торговли соответствуют второму случаю: почему общество считает целесообразным не только прибыль продавца, но и излишек покупателя отдать продавцу?

Такое, на первый взгляд абсурдное поведение общества объясняется тем, что в первом случае из-за ограниченности мощности ГПЗ нефтяная компания вынуждена не только сжигать ценные вещества, из которых можно было бы производить полезную продукцию, но и загрязнять окружающую среду продуктам факельного сжигания НПГ. Чтобы минимизировать этот двойной ущерб, следует направить образующиеся на рынке средства (излишек покупателя и прибыль продавца) покупателю, чтобы он, в свою очередь, на полученные средства мог построить дополнительные мощности ГПЗ. Таким образом, регулятор в первом случае должен не только устанавливать ООЦ НПГ, но и контролировать их использование покупателем НПГ.

Во втором случае на рынке существует избыток мощности ГПЗ. Построенная, но не работающая мощность ГПЗ – это не только ущерб покупателю НПГ, но и обществу, поскольку ГПЗ производит меньше  полезной для общества продукции не только на стороне потребления, но и на стороне добычи нефти. Чтобы снизить этот ущерб, необходимо, чтобы нефтяная компания произвела больше НПГ, а для этого надо увеличить добычу нефти. Именно поэтому в интересах общества следует излишек покупателя отдать продавцу. Как видно и в этом случае, регулятор должен контролировать направления использования получаемых продавцом средств. Но в этот раз контролировать следует уже нефтяную компанию.

Приведенные выше объясняющие аргументы, тем не менее, могут оказаться неубедительными для нефтяных компаний (в первом случае) и для покупателя НПГ (во втором). Для сомнений есть основания: действительно ли регулятор, действует в интересах общества, отдавая и прибыль продавца, и излишек покупателя одной из сторон рынка? Не является ли такое регулирование, основанное на принципе: «все или ничего», слишком полярным (с которым трудно примириться той стороне, которой не достается ничего из общего «пирога»)? Ответ на эти вопросы даны в [9], где показывается, что максимум общественного благосостояния на рынке НПГ достигается на множестве ООЦ НПГ, поэтому оптимальный выбор состоит в делении «общего пирога» поровну между сторонами, что соответствует равновесию по Нэшу.

В табл. 1 представлены результаты расчетов регулируемых цен НПГ при использовании четырех алгоритмов определения цены:

• ПЦСС НПГ, определенной по нормативной шкале цен,
• ПЦСС, определенной по выражению (1),
• ООЦ НПГ, определенной в [10] в соответствии с условиями торговли на рынке по выражению (2) при жестком регулировании,
• ООЦ НПГ, определенной в соответствии с [9].

Таблица 1. Сравнение регулируемых цен НПГ при использовании различных механизмов формирования, руб./1000  НПГ

Сравнение двух последних  столбцов между собой  ясно показывает, что алгоритм назначения цены, предложенный в [9] более приемлем для нефтяных компаний, чем алгоритм, использующий принцип «все или ничего».

Заключение

• В 1995 г. появился экономический объект, который раньше не встречался в мировой экономической практике – российский рынок нефтяного попутного газа (НПГ). Из-за особенностей теплофизических свойств компонентов, входящих в состав НПГ, он не был единым рынком, а представлял собой совокупность локальных рынков.
• По своему строению рынки НПГ оказались монопольно-монопсоническими. Координацию деятельности участников рынков нельзя было осуществлять с помощью конкуренции, и в течение около 6 лет координация производилась с помощью государственного регулирования.
• Отсутствие теории ценообразования на таких рынках вынудило использовать эмпирический подход к назначению цен НПГ, однако к 2001 г., этот подход стал неприемлемым для влиятельных сторон рынка, и государственный регулятор вынужден был перейти к использованию экономической теории и математического регулирования.
• В 2002 г. была введена агрегированная шкала цен НПГ, основанная на принципе самоокупаемости сепарации НПГ на компоненты. Регулятор, руководствуясь этой нормативной шкалой цен назначал цены на локальных рынках в зависимости качества НПГ, определяемого по доле высших углеводородов в НПГ. Это оказалось стимулом для нефтяных компаний устанавливать системы для измерения как количеств произведенного НПГ и НПГ, сжигаемого в факелах, так и качества НПГ.
• Однако нормативная шкала цен НПГ не имела свойств, присущим институциональных ловушек, и в 2009 г. рынки НПГ были либерализованы.
• Показано, что на либерализованном рынке НПГ не формируется его общественно оптимальная цена. Поэтому следует отказаться от механизма координации участников рынка, присущего либерализованному рынку, в пользу регулирования.
• Выполненные расчеты подтвердилии, что при некоторых условиях общественно оптимальная цена НПГ может быть отрицательной, то есть при продаже НПГ нефтяная компания должна платить покупателю за его готовность переработать НПГ. Такая рекомендация, несмотря на то, что она соответствует интересам общества, по крайней мере, в краткосрочной перспективе, не будет приемлема для сторон рынка.
• Дальнейшее исследование показало, что оптимальным является алгоритм, который определяет более приемлемый уровень цен НПГ, не снижая при этом уровень общественного благосостояния. Выполнены расчеты, подтверждающие этот вывод.

Список источников

1. Государственный доклад «О состоянии и использовании минерально-сырьевых ресурсов Российской Федерации в 2019 году». М.: Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. 2020. 490 с. https://www.mnr.gov.ru/docs/o_sostoyanii_i_ispolzovanii_mineralno_syrevykh_resursov_rossiyskoy_federatsii/gosudarstvennyy_doklad_o_sostyanii_i_ispolzovanii_mineralno_syrevykh_resursov_rossiyskoy_federatsii.
2. Государственный доклад «О состоянии минерально-сырьевой базы Российской Федерации. М.: Минприроды России. 2002. 166 с. http://www.mnr.gov.ru/docs/o_sostoyanii_i_ispolzovanii_mineralno_syrevykh_resursov_rossiyskoy_federatsii/137465.
3. Линдблом, Ч. Что такое рыночная система: что это такое, как она работает и что с ней делать. (Пер. с англ. Д. Шестакова и Р. Хаиткулова). М.: Изд. дом ГУ-ВШЭ. 2010. 320 с.
4. Крюков, В.А., Токарев, А.Н. Нефтегазовые ресурсы в трансформируемой экономике: о соотношении реализованной и общественной ценности недр (теория, практика, анализ и оценки). Новосибирск: Наука-Центр. 2007. 588 с.
5. Чернавский, С.Я. Рынок нефтяного попутного газа в России / Мезоэкономика развития / под ред. Г.Б. Клейнера. ЦЭМИ РАН. М.: Наука. 2011. С.108-137.
6. Чернавский, С.Я., Эйсмонт, О.А. Экономический анализ рынка нефтяного попутного газа в России // Экономика и математические методы. 2005. Т.41. №4. С.30-38.
7. Елисеев, Г.П. Полезно ли повышение цен на попутный нефтяной газ? Научно-образовательный портал IQ ВШЭ. 22 июня https://iq.hse.ru/news/177824831.html.
8. Чернавский, С.Я. Реформы регулируемых отраслей российской энергетики. М.:, СПб.: Нестор-История. 2013. 328 с.
9. Чернавский, С.Я. Рынок нефтяного попутного газа: механизмы формирования цен // Экономика и математические методы. 2021. №4 (в печати).
10. Лобанова, Е.О. (2019). Общественно оптимальные рыночные цены нефтяного попутного газа и проблема их приемлемости // Экономическая наука современной России. №2. С.76-84.

References

1. State Report «On the State and Use of Mineral Resources of the Russian Federation in 2019» [O sostoyanii i ispol’zovanii mine-ral’no-syr’yevykh resursov Rossiyskoy Federatsii v 2019 godu]. Moscow: Ministry of Natural Resources and Environment of the Russian Federation. 2020. 490 p. (In Russian). https://www.mnr.gov.ru/docs/o_sostoyanii_i_ispolzovanii_mineralno_syrevykh_resursov_rossiyskoy_federatsii/gosudarstvennyy_doklad_o_sostyanii_i_ispolzovanii_mineralno_syrevykh_resursov_rossiyskoy_federatsii. (In Russian).
2. State Report «On the State of the Mineral Resources Base of the Russian Federation [O sostoyanii mineral’no-syr’yevoy bazy Rossiyskoy Federatsii]. Moscow: Minprirody of Russia. 2002. 166 p. http://www.mnr.gov.ru/docs/o_sostoyanii_i_ispolzovanii_mineralno_syrevykh_resursov_rossiyskoy_federatsii/137465. (In Russian).
3. Lindblom, The Market System: What It Is, How It Works, & What To Make of It [Chto takoye rynochnaya sistema: chto eto takoye, kak ona rabotayet i chto s ney delat’]. (Trans. from English by D. Shestakov and R. Khaitkulov). Moscow: GU-HSE Publishing House. 2010. 320 p. (In Russian).
4. Kryukov,A., Tokarev, A.N. Oil-and-gas resources in a transitional economy: comparing realized and potential social value of mineral wealth (theory, practice, analysis, and estimates) [Neftegazovyye resursy v transfor-miruyemoy ekonomike: o sootnoshenii realizovannoy i obshchestvennoy tsen-nosti nedr (teoriya, praktika, analiz i otsenki)]. Novosibirsk: Nauka-Center. 2007. 588 p. (In Russian).
5. Chernavskiy,Ya. Associated petroleum gas market in Russia [Rynok neftyanogo poputnogo gaza v Rossii]/ Mesoeconomics of Development / Ed. By G.B. Kleiner. Moscow: Nauka. 2011. P.108-137. (In Russian).
6. Chernavskiy,Ya., Eismont, O.A. Economic analysis of associated petroleum gas market in Russia [Ekonomicheskiy analiz rynka neftyanogo poputnogo gaza v Rossii]// Economics and mathematical methods. 2005. Т.41. №4. С.30-38. (In Russian).
7. Eliseev,P. Is an increase in the price of associated petroleum gas useful? [Polezno li povysheniye tsen na poputnyy neftyanoy gaz?] IQ HSE Scientific and Educational Portal. June 22, 2001. (In Russian). https://iq.hse.ru/news/177824831.html.
8. Chernavskiy,Ya. Reforms of the Energy Regulated Branches in Russia [Reformy reguliruyemykh otrasley rossiyskoy energetiki]. Moscow; St. Petersburg: Nestor-Historia. 2013. 328 p. (In Russian).
9. Chernavskiy,Ya. Market of associated petroleum gas: mechanisms of price formation [Rynok neftyanogo poputnogo gaza: mekhanizmy formirovaniya tsen]// Economics and mathematical methods. 2021. No.4 (in press). (In Russian).
10. Lobanova,O. (2019). Socially optimal market prices of associated petroleum gas and the problem of their acceptability [Obshchestvenno optimal’nyye rynochnyye tseny neftyanogo poputnogo gaza i problema ikh priyemlemosti]// Economic Science of Modern Russia. 2019. №2. P.76-84. (In Russian).