С полным текстом статьи можно ознакомиться по ссылке  ЧИТАТЬ И СКАЧАТЬ

ВЛИЯНИЕ ЦЕН НА ИМПОРТНЫЕ И ВНУТРЕННИЕ ПОСТАВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА В КИТАЙ

Кузовкин Анатолий Ильич,

доктор экономических наук, профессор, ООО «Институт микроэкономики»

E-mail: kuzov@ microecon.ru

В статье определены проблемы ценообразования в Китае на транспортировку природного газа

местного и импортного из Центральной Азии, а также импортируемый и местный сжиженный

природный газ (СПГ). Проанализированы работы зарубежных авторов по данной тематике.

Автор делает вывод о том, что в настоящее время необходимо учитывать импорт

газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири», который будет поставлять 38 млрд м3

российского газа в год для восточных регионов Китая, а также другие новые проекты

импорта газа из России в Китай, что будет значительным вкладом в реализацию планов

КНР по переходу с угля на газ и улучшению экологической обстановки в стране.

Kuzovkin Anatoly I.,

doctor of Sciences (Economics), Professor, LLC «Institute of microeconomics»

IMPACT OF PRICES ON IMPORTED AND DOMESTIC NATURAL GAS SUPPLIES TO CHINA

The article identifi es the problems of pricing in China for the transportation of natural

gas local and imported from Central Asia, as well as imported and local liquefi ed

natural gas (LNG). The works of foreign authors on this subject are analyzed.

The author concludes that currently it is necessary to take into account the import of gas

to China through the Power of Siberia gas pipeline, which will supply 38 billion m3 of Russian

gas per year for the Eastern regions of China, as well as other new gas import projects from

Russia to China, which will make a signifi cant contribution to the implementation of China»s

plans to switch from coal to gas and improve the environmental situation in the country.

Ключевые слова: природный газ, импортные и внутренние поставки

газа, цена газа, ценообразование, спрос, предложение.

Keywords: natural gas, import and domestic gas supplies, gas price, pricing, supply and demand.

ВВЕДЕНИЕ

Вопросы влияния цен на импортные и вну-

тренние поставки природного газа в Китай ис-

следованы в работе зарубежных авторов [1],

опубликованных в журнале «Energy Economics

» в 2019 г., анализ которой проводится в на-

шей статье. В статье приведены также резуль-

таты других исследований зарубежных авто-

ров.

В работе [1] предложена модель оптимиза-

ции развития газовой промышленности Ки-

тая и импорта трубопроводного газа из Цен-

тральной Азии и СПГ по состоянию на 2015 г.,

частично до 2020 г. Однако в [1] не рассматри-

вался импорт российского газа по газопрово-

ду «Сила Сибири», а также других проектов

импорта российского газа в Китай.

46 МИКРОЭКОНОМИКА № 5/2019

Общая цена контракта ПАО «Газпром»

с китайской национальной нефтяной корпо-

рацией CNPS поставок газа по газопроводу

«Сила Сибири» составит 400 млрд долл. США

на 30 лет или 360 долл___________. США/тыс. м3 (по оценке

экспертов в 2014 г.). Реализация импорта газа

начнется в декабре 2019 г.

В 2015 г. ПАО «Газпром» и китайская нацио-

нальная нефтяная корпорация CNPS подписа-

ли соглашение о поставках газа с месторожде-

ний Западной Сибири в Китай по «западному»

маршруту (по газопроводу «Сила Сибири-2»)

и Меморандум о взаимопонимании по проек-

ту трубопроводных поставок природного газа

в Китай с Дальнего Востока России [2].

Добыча природного газа в Китае бы-

стро росла в XXI в., увеличившись более,

чем на 500 % с 27,2 млрд м3 в 2000 г. до 136,9

млрд м3 в 2016 г. [1]. Тем не менее, рост спро-

са опередил предложение, увеличившись при-

мерно на 850 % за тот же период. Разрыв меж-

ду спросом и предложением был восполнен

за счет импорта, который составил в 2016 г.

74,6 млрд м3 или 36 % от общего потребле-

ния, в том числе трубопроводный импорт газа

34,2 млрд м3 [3]. Доля импорта газа в общем

потреблении увеличилась более, чем на 40 %

в 2017 г. в связи с ростом импорта сжиженно-

го природного газа (СПГ) в Китае и, в меньшей

степени, импорта трубопроводного газа.

Несмотря на быстрое развитие сектора

и значительную базу внутренних ресурсов,

50000 млрд м3 традиционных извлекаемых ре-

сурсов, по данным Министерства природных

ресурсов [4], природный газ составляет не-

большую долю в энергетическом балансе Ки-

тая, в 2016 г. 6,4 % от общего энергопотребле-

ния, причем доля угля составляет 62 %. Ана-

литики указывают на низкую эффективность,

непрозрачные и сложные механизмы ценоо-

бразования, проблемную транспортную ин-

фраструктуру и организационную негибкость

в качестве основных проблем, которые при-

вели к замедлению роста производства и за-

трудняют развитие газовой отрасли [5].

Эти вопросы должны быть решены для до-

стижения амбициозных целей, установленных

китайскими политиками в газовой промыш-

ленности: 10 % от общего потребления энер-

гии к 2020 г. и 15 % к 2030 г. и увеличение годо-

вого спроса до 360 млрд м3 к 2020 г. [6]. Одна-

ко учитывая экономическую инфраструктуру

и энергетическую безопасность, такие амби-

циозные цели спроса не могут быть достигну-

ты только за счет увеличения импорта. В 13-м

пятилетнем плане развития природного газа

намечается существенное наращивание мощ-

ностей, особенно в сегментах выработки элек-

троэнергии на природном газе и трубопро-

водного транспорта [7]. Значительный потен-

циал развития также заключается в оптими-

зации использования существующих мощно-

стей в секторах добычи и переработки при-

родного газа на внутреннем рынке.

Реформа механизмов ценообразования

и обеспечение эффективного доступа третьей

стороны (third party access, далее ТРА) к ин-

фраструктуре были главными приоритетами

политики Китая в области газовой промыш-

ленности. Хотя нетрадиционный газ и им-

порт СПГ были в значительной степени либе-

рализованы, определенным группам потре-

бителей (коммерческий и жилой спрос, мел-

кие промышленные потребители) были даны

фиксированные цены или предельные цены

на трубопроводные поставки газа. Эти иска-

жения цен стимулируют компании, максими-

зирующие прибыль, избежать поставок газа

по ограниченным ценам, изменяя их опера-

ционную, логистическую и инвестиционную

стратегии. Они также могут привести к пере-

крестному субсидированию секторов регули-

руемого спроса по более низкой цене за счет

более высоких тарифов, взимаемых на дере-

гулированных рынках. Ограниченный доступ

к инфраструктуре среднего уровня еще более

искажает модели логистики и приводит к не-

оптимальной структуре рынка и менее эффек-

тивному распределению национальных ре-

сурсов [7]. Чтобы оценить масштабы таких ис-

кажений и потенциальные выгоды от реформ

либерализации, в [1] разработана модель рав-

новесия с одним периодом, которая обеспе-

чивает краткосрочную перспективу газово-

го рынка Китая. Ключевые элементы модели

включают общий объем производства, сжиже-

ние на внутреннем рынке, импорт трубопро-

водного газа и СПГ, средние краткосрочные

затраты (взвешенные по потреблению про-

винций) и общую стоимость газоснабжения.

ЭКОНОМИКА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА 47

РЕГУЛЯТОРНАЯ СРЕДА

И ИНИЦИАТИВЫ

ПО РЕФОРМИРОВАНИЮ

Китай добился значительных успехов

на пути к преобразованию своего сектора

природного газа из централизованного пла-

нирования в рыночный. Первоначально пра-

вительство объединяло функции собственни-

ка, инвестора, оператора и регулятора в рам-

ках централизованно планируемой экономи-

ческой системы. Различные министерства от-

вечали за разведку, разработку и транспорти-

ровку природного газа, и правительство уста-

навливало цены. Правительство изменило

структуру отрасли, чтобы стать более ориен-

тированной на рынок. С тех пор Китай создал

три крупные национальные нефтяные ком-

пании (ННК), которые доминируют в инфра-

структуре добычи и транспортировки природ-

ного газа, публично разместил их на внешних

рынках, ввел систему лицензирования и по-

зволил частному капиталу заниматься раз-

ведкой природного газа. Правительство так-

же либерализовало нетрадиционный газо-

вый сегмент и постепенно ослабило контроль

над ценами. Эти меры внесли большой вклад

в развитие сектора [8]. В состав ННК входят

Китайская национальная нефтяная корпора-

ция (CNPC), Китайская нефтяная и химиче-

ская корпорация (Sinopec) и Китайская на-

циональная оффшорная нефтяная корпора-

ция (CNOOC). Небольшие частные фирмы, ча-

сто в партнерстве с ННК, занимаются произ-

водством, в первую очередь, в нетрадицион-

ном сегменте, а также сжижением, транспор-

тировкой и регазификацией СПГ.

В результате административных реформ

Национальная комиссия по развитию и ре-

формам (NDRC) и Национальная энергетиче-

ская администрация (NEA) стали основными

отраслевыми регуляторами в цепочке поста-

вок природного газа. NDRC отвечает за общую

стратегию и планирование, макрополити-

ку, политику ценообразования и финансовую

политику, общее направление реформ и ут-

верждение крупных проектов [5]. NEA в пер-

вую очередь сосредоточена на промышленной

политике и надзоре. В верхнем секторе Ми-

нистерство природных ресурсов (MNR) опре-

деляет политику распределения прав на раз-

работку полезных ископаемых, разведку ре-

сурсов и иностранного сотрудничества и раз-

рабатывает соответствующее законодатель-

ство и планы развития. Правительства про-

винций больше вовлечены в секторы средне-

го и нижнего уровней, где они могут регули-

ровать цены в установленных пределах и не-

сут ответственность за мониторинг, инспек-

цию и надзор.

Проблема, с которой сталкивается прави-

тельство Китая, заключается в том, что не-

которые части рынка природного газа мож-

но сделать конкурентоспособными, в то вре-

мя как другие части являются естественными

монополиями. Это лучше всего понять через

структуру рынков газа в других странах. Раз-

ведка и добыча конкурентоспособны в стра-

нах с множественными источниками поста-

вок и ресурсной базой, в которой не домини-

рует несколько игроков. Газоснабжение яв-

ляется конкурентным рынком в Соединен-

ных Штатах с большим количеством произво-

дителей и несколькими регионами поставки.

Имея большую и разнообразную ресурсную

базу, Китай имеет потенциал быть больше по-

хожим на Соединенные Штаты, чем на Евро-

пу, у которой есть проблема, заключающаяся

в том, что Россия обеспечивает треть поставок

с еще большей доминирующей долей в Цен-

тральной Европе. Как и Европа, китайские

контракты с Россией могут привести к реги-

онам с доминирующим поставщиком. Кро-

ме того, практика предпочтения доминиру-

ющих фирм означает, что недостаточно про-

изводителей сосредоточены на конкуренции

предложения. Импорт СПГ, с другой стороны,

может быть конкурентоспособным, посколь-

ку рынок СПГ эволюционировал, чтобы охва-

тить большое количество игроков с растущим

спотовым рынком. Провал ранних, основан-

ных на затратах, нормативных актов в Китае

аналогичен неудачным попыткам Федераль-

ной комиссии по энергетике (в настоящее

время Федеральная комиссия по регулирова-

нию энергетики, FERC) в Соединенных Шта-

тах использовать стоимость в качестве осно-

вы для регулирования цен на устье скважи-

ны [8]. Причина, по которой использование

затрат для регулирования цен не работает, за-

ключается в том, что поиск газа — это случай-

48 МИКРОЭКОНОМИКА № 5/2019

ный бизнес. Включение затрат на безуспеш-

ные попытки геологоразведки в стоимость до-

бытого газа означает субсидирование неква-

лифицированных геологоразведочных компа-

ний, в то время как исключение этих расходов

исключает законную стоимость ведения биз-

неса.

У фиксации ценового потолка на газ есть

свои проблемы. Потолок работает до тех пор,

пока спрос будет ниже добычи из попутного

газа, который был бы урезан. Здесь любая цена

лучше, чем плавающая стоимость. Тем не ме-

нее, когда добыча газа будет возможна, регу-

ляторная инерция может удерживать цены

на слишком низком уровне и снизить добычу

газа. Это произошло в Соединенных Штатах

в 1970-х гг., когда массовая нехватка газа при-

вела к временному закрытию промышленных

отраслей-потребителей и к отказу от контроля

над ценами в виде потолков. В случае Китая,

достаточно низкая цена может привести к де-

фициту и увеличению субсидируемого прави-

тельством импорта, так как развитие внутрен-

них ресурсов отстает.

В ЕС экономическое обоснование разде-

ления (вертикальной дезинтеграции) и обе-

спечения открытого доступа к инфраструкту-

ре было дополнено намерением создать ин-

тегрированный европейский рынок и создать

наднациональный механизм, гарантирующий

безопасность поставок. Следовательно, рас-

ширение инфраструктуры трубопровода осу-

ществляется властями, которые распределя-

ют контракты на строительство и техническое

обслуживание на основе затрат. Инвестиции

в СПГ и складские терминалы определяют-

ся рынком. Регуляторы обеспечивают доступ

третьей стороны к мощностям, но не влияют

на механизмы ценообразования. Опыт США

и ЕС подчеркивает, что единого подхода к ре-

гулированию рынков газа не существует. Ки-

тай должен достичь собственного баланса ре-

гулирования, используя рынки для достиже-

ния экономической эффективности. Недав-

ний переход китайской экономики от взрыв-

ного роста индустриализации к «новой нор-

мальной» фазе, которая сосредоточена на по-

треблении, ослабил некоторое давление

на поставки энергии и создал возможность

для ускорения реформ в секторе природного

газа. Существенный прогресс все еще может

быть достигнут в продвижении к более ры-

ночным механизмам ценообразования и сти-

мулированию конкуренции и эффективности

посредством уменьшения барьеров для досту-

па к рынку.

ЦЕНОВАЯ РЕФОРМА

Жесткий контроль над ценами на природ-

ный газ в Китае был основным препятстви-

ем для развития доступных ресурсов, конку-

рентоспособности с другими видами топлива

и общей эффективности рынка. В последние

годы китайское правительство попыталось

исправить ситуацию, внедрив ряд инициатив

по реформированию цен на природный газ.

До 2013 г. NDRC устанавливал цены на завод-

ские установки для покрытия расходов на экс-

плуатацию скважины, платы за обработку

и регулируемой прибыли. Цены были уста-

новлены для каждого бассейна в зависимо-

сти от типа потребителя: удобрения, электро-

энергия, промышленность и жилые помеще-

ния. Производители и потребители могут ве-

сти переговоры в диапазоне ± 10 % от установ-

ленных цен. Тем не менее, подход «затраты-

плюс» был недостаточным для компенсации

поставщикам закупки импортного трубопро-

водного газа и СПГ и не предусматривал до-

статочных стимулов для инвестиций в инфра-

структуру.

В 2013 г. правительство провело масштаб-

ные отраслевые реформы с целью решения

фундаментальных вопросов ценообразова-

ния. Регулирование цен на все виды газа, по-

ставляемого по трубопроводу, переключает-

ся с устья скважины на «Городские ворота»,

т. е. коммерческий и коммунальный сектора.

Механизм ценообразования состоял из двух-

уровневого ценового потолка для базово-

го уровня спроса (фиксированного на спро-

се 2012 г.) и дополнительного спроса, кото-

рый значительно различался по провинциям.

Цены на поставки СПГ, полученные из вну-

тренних, оффшорных и нетрадиционных ре-

сурсов, а также импорта, были освобождены

от контроля цен, если они не осуществляют-

ся через региональные сети трубопроводов.

Компания CNOOC получила эксклюзивные

права на покупку оффшорного газа у незави-

ЭКОНОМИКА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА 49

симых производителей по ежегодно пересма-

триваемым ценам, установленным для каж-

дого проекта.

Недавние меры, направленные на рацио-

нализацию цен на природный газ для нежи-

лых помещений, представляют собой седьмую

корректировку цен и формализуют действу-

ющий механизм ценообразования. В 2015 г.

контроль цен был снят для категории «Пря-

мые потребители», в том числе одобренные

правительством крупные промышленные по-

требители, за исключением химической про-

мышленности. Это побудило НОК Китая лоб-

бировать, чтобы их крупные потребители

классифицировались как «Прямые потребите-

ли», особенно в стратегических промышлен-

ных провинциях. Реформы также были вве-

дены в действие для поднятия льготных цен

на газ, выплачиваемых производителями хи-

мических удобрений.

Тем не менее, также признается, что по мере

взросления рынка газа «Городские ворота»

и цены на распределительный газ должны

быть реформированы. В 2015 г. был изменен

двухуровневый потолок цен, в результате чего

в каждой провинции были установлены еди-

ные ценовые ограничения для потребителей

«Городские ворота». В 2017 г. в Китае старто-

вала пилотная программа по рационализации

цен на газ ««Городские ворота» в провинции

Фуцзянь. В то же время правительство объяви-

ло, что оно улучшит механизмы ценообразо-

вания для городских газовых сетей в целях по-

вышения конкурентоспособности газа и сни-

жения завышенных цен и прибыли, получа-

емых дистрибьюторами. Нынешняя структу-

ра ценообразования также оставляет ряд не-

решенных рыночных искажений. Ограничен-

ные цены на потребление газа населением

(как часть контроля над ценами в «Городских

воротах») существенно ниже, чем нерегулиру-

емые цены для крупных промышленных по-

требителей. Это, как правило, противополож-

но структуре цен по сравнению со странами

ОЭСР, где плата за потребление газа для круп-

ных клиентов намного ниже, чем для мел-

ких клиентов. Такие различия в ценах возни-

кают, когда региональные ограничения цен

ниже предельных издержек поставок. Они

могут усугубиться, если поставщики попыта-

ются компенсировать такие потери, взимая,

где это возможно, более высокие цены с про-

мышленных потребителей на нерегулируе-

мых рынках. Это приводит к перекрестному

субсидированию между различными секто-

рами спроса. Ценовые ограничения, установ-

ленные для отдельных секторов спроса и ис-

точников предложения, также могут влиять

на операционные решения поставщиков (вы-

бор рынка, региона, пути предложения) и ин-

вестиции, что может привести к отклонени-

ям от наиболее эффективного распределения

национальных ресурсов. Без дальнейших ре-

форм в цепочке поставок Китай, скорее всего,

не достигнет запланированной целевой доли

природного газа в общем потреблении к кон-

цу десятилетия [9]. Сокращение разброса цен

между различными сегментами рынка, ко-

торое происходит из-за правительствен-

ных ценовых интервенций на определенных

рынках, может способствовать поддержанию

возрастающего спроса. Это потребует даль-

нейшей либерализации цен в «Городских во-

ротах», что также поможет решить проблемы

перекрестного субсидирования и снизить по-

требность в государственных субсидиях, уча-

стие в строительстве трубопроводов, облег-

чение доступа третьей стороны (ТРА) к тру-

бопроводам и улучшение надзора за опера-

циями среднего уровня. В 2014 году прави-

тельство опубликовало «Меры по управле-

нию строительством и эксплуатацией инфра-

структуры природного газа», направленные

на стимулирование различных видов инве-

стиций и повышение прозрачности в эксплу-

атации [10]. В том же году национальная энер-

гетическая администрация Китая (NEA) вы-

пустила «Меры по строительству и эксплуата-

ции инфраструктуры природного газа», тре-

бующие, чтобы владельцы / операторы тру-

бопроводов предоставляли третьим сторо-

нам доступ к их свободным мощностям и со-

путствующим услугам, включая газификацию,

хранение и транспортировку [10]. Тем не ме-

нее, эта инициатива не получила большо-

го распространения из-за нежелания нацио-

нальных нефтяных компаний (NOC) делиться

своей инфраструктурой с конкурентами и за-

явленного недостатка резервных мощностей

трубопровода [11].

50 МИКРОЭКОНОМИКА № 5/2019

В сегменте импорта СПГ только восьми

компаниям удалось воспользоваться преиму-

ществами политики TPA и получить до 1 мил-

лиона тонн импортированного СПГ на терми-

налах, принадлежащих NOC. Независимым

газовым компаниям пришлось прибегнуть

к строительству собственных терминалов, ду-

блируя существующую, недостаточно исполь-

зуемую инфраструктуру, управляемую NOC.

Ограниченный успех в реализации иници-

атив TPA побудил к поиску структурных реше-

ний проблемы. Создание независимого опера-

тора трубопровода может способствовать бо-

лее эффективной эксплуатации и ценообра-

зованию на газопроводах и терминалах СПГ.

Другие меры поддержки могут включать либе-

рализацию сборов за передачу газа по трубо-

проводам и независимую оценку избыточных

мощностей инфраструктуры. В 2017 г. продол-

жался прогресс, включая аудит затрат на тру-

бопроводы в трех крупных ННК и объявление

политики по открытию доступа для третьих

сторон, включая разделение бизнеса по тру-

бопроводам от конечных продаж [1].

ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ

В [1] используется модель равновесия рын-

ка природного газа Китая. Модель применя-

ется на краткосрочный период и рассматри-

вает только существующие мощности без но-

вых инвестиций.

Модель представлена как оптимизацион-

ная задача линейного программирования.

Критерием модели является минимизация

затрат поставки газа в провинции Китая и со-

стоит из двух членов: совокупных расходов

по производству и сжижению, транспортные

расходы как для трубопровода, так и для СПГ,

затрат на импорт природного газа по трубо-

проводу и СПГ, затрат на регазификацию (пер-

вый член), а также общей суммы упущенной

выручки от продажи по предельным ценам.

В качестве ограничений задачи приняты

следующие:

— ограничение по спросу для каждого ре-

гиона и сегмента рынка;

— обязательства по поставкам со стороны

национальных нефтяных корпораций (НОК);

— ограничения по пропускной способно-

сти;

— балансы поставок газа, распределенного

по трубопроводу и СПГ соответственно.

Трубопроводные поставки потребителям

на рынках «Городские ворота» и химической

промышленности имеют верхний предел цен,

в то время как поставки СПГ не имеют. Про-

блема равновесия использует локальные цены

и ценовые ограничения, применяемые к тру-

бопроводным поставкам для определенных

сегментов рынка, с обязательствами по по-

ставкам, налагаемыми правительством.

На дерегулированном рынке с фиксиро-

ванным спросом минимизация затрат экви-

валентна максимизации прибыли, потому

что все поставки оцениваются по предель-

ной стоимости доставки газа в каждую про-

винцию самым дорогим поставщиком. На ки-

тайском газовом рынке это не так, посколь-

ку некоторые трубопроводные поставки осу-

ществляются по ограниченным верхним пре-

делом ценам, которые могут упасть ниже пре-

дельных затрат на поставку, что создает сти-

мулы для определения приоритетности более

прибыльных нерегулируемых режимов до-

ставки. В ответ на ограничение цен поставщи-

ки могут изменить свои логистические реше-

ния (например, перейти на более дорогой СПГ,

чтобы работать на более прибыльном нерегу-

лируемом рынке). С точки зрения минимиза-

ции затрат — это может увеличить общие си-

стемные затраты. На практике правительство

обеспечивает выполнение договорных обяза-

тельств, требующих от поставщиков постав-

лять газ из трубопровода по ограниченным

ценам. В этой модели применяются договор-

ные обязательства, когда предельные издерж-

ки превышают ценовые пределы. На практи-

ке эти обязательства выполняются независи-

мо от истинных предельных издержек, о ко-

торых может не быть сообщено или неизвест-

но. Однако, когда предельные издержки па-

дают ниже предельных цен, трубопроводные

поставки обеспечивают жизнеспособный ре-

зультат для рынка, и обязательство не требу-

ется.

Модель включает в себя добычу обычно-

го, морского, нетрадиционного газа (сланцев

и газа, добываемого из залежей угля), а так-

же импорт трубопроводного газа и СПГ. Сред-

няя инфраструктура состоит из трубопрово-

ЭКОНОМИКА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА 51

да и объектов СПГ, необходимых для постав-

ки газа из регионов снабжения в места спроса.

Добыча классифицируется как обычные,

оффшорные и нетрадиционные ресурсы,

включая сланец, метан угольных пластов (CBM)

и угольный шахтный метан (ШМ). Государ-

ственные субсидии включены в краткосроч-

ные производственные затраты, что в среднем

составляет 47,2 долл. США/ тыс. м3.

ТРАНСПОРТНЫЕ ПУТИ

И ИНФРАСТРУКТУРА

Три группы потребителей сталкивают-

ся с разной ценовой политикой: нерегулиру-

емые потребительские цены для прямых по-

требителей, ограниченные цены на трубопро-

вод для категории «Городские ворота» и хими-

ческой промышленности.

Рассчитывается средняя стоимость транс-

портировки для трубопровода диаметром 40

дюймов, используя программное обеспечение

IHS QUE $ TOR в качестве стандартной стоимо-

сти для межобластных трубопроводных пере-

возок: 0,002103 долл___________. США за тысячу кубоме-

тров на километр (м3 × км). Стоимость назем-

ного транспорта СПГ оценивается с использо-

ванием данных, предоставленных ICIS (2015):

0,0118 (долл. США / тыс. м3 × км). Краткосроч-

ные затраты на деятельность по сжижению

и регазификации установлены на уровне 12

и 10 долл. США / тыс. м3 соответственно на ос-

нове оценок для Юго-Восточной Азии. Импорт

газа по трубопроводу оценивается в 285 долла-

ров США за тысячу кубометров вдоль западной

границы Китая с Центральной Азией на осно-

ве средних цен 2015 г., сообщенных Междуна-

родным торговым центром (ITC, 2017). Импорт

трубопровода по контракту из Центральной

Азии установлен на уровне 33,7 млрд м3 в ка-

честве нижней границы, что позволяет обеспе-

чить дополнительный импорт, если он эконо-

мичен. В основном это поставки туркменского

газа. В настоящее время заканчивается стро-

ительство магистрального газопровода «Сила

Сибири» из России, который значительно бли-

же к центрам потребления газа Китая. Цена

поставки российского газа, по-видимому, пре-

высит 360 долл. США/тыс. м3. Импорт СПГ оце-

нивается в 397 долларов США / млрд м3 во всех

прибрежных провинциях.

АНАЛИЗ И ОБСУЖДЕНИЕ

Базовый сценарий отражает состояние ки-

тайского рынка поставок природного газа

в 2015 г., включая поставщиков, производя-

щих, поставляющих и импортирующих при-

родный газ (как СПГ, так и трубопроводный

газ) на наблюдаемых уровнях. Предельные

цены для каждой провинции устанавлива-

ются для трубопроводного газа, поставляе-

мого на рынки «Городские ворота» и химиче-

ская промышленность с соответствующими

договорными обязательствами, требуемыми

крупными национальными нефтяными ком-

паниями (ННК). Прямые потребители не под-

лежат ценовым ограничениям и поставки

СПГ не регулируются. Предполагается кон-

курентный рынок с добавленной особенно-

стью, заключающейся в том, что каждая фир-

ма несет свои необходимые потери для по-

ставок группам потребителей, заключенным

___________с государством обязательствам по ограничен-

ным ценам и избегает продажи дополнитель-

ного газа на регулируемых рынках с убыт-

ком. Фирмы отдают предпочтение нерегу-

лируемым способам доставки, в данном слу-

чае СПГ, для спроса сверх наложенных обяза-

тельств. В 2015 г. вводится ограниченный до-

ступ к трубопроводу с учетом условий: огра-

ничение доступа ННК к межпровинциальным

трубопроводам.

В табл. 1 сравниваются результаты базо-

вого варианта с структурами предложения

китайского газового рынка в 2015 г., а также

с другими контр-фактическими сценариями.

В табл. 1 ключевые показатели модели вклю-

чают общее производство, сжижение на вну-

треннем рынке, импорт трубопроводного газа

и СПГ, средние предельные издержки (взве-

шенные по спросу провинций) и общую стои-

мость поставок. В среднем по стране предель-

ные затраты на поставку указаны в долларах

США за тысячу кубометров (тыс. м3). Результа-

ты расчетов по модели приближаются к фак-

тическим результатам.

Устранение ценовых ограничений оказы-

вает существенное влияние на рынок. Добав-

ление TPA к устранению ценовых ограниче-

ний еще больше снижает затраты и сдвига-

ет рынок от СПГ к увеличению импорта тру-

бопроводного газа. Однако одно только ТРА

52 МИКРОЭКОНОМИКА № 5/2019

не меняет рынок значительно за пределами

смещения источника импорта.

В сценарии без ограничения цены предель-

ные издержки предложения (спотовые цены)

в среднем снижаются на 14 % по всем провин-

циям при снятии ограничения цены: сниже-

ние от 419 долл. США / тыс. м3 до 357 долл. США

/ тыс. м3 (9,7 долл. / MMBTU).

Устранение ограничений цен сокращает

общие расходы на систему на 4,7 %, или на 1,4

млрд долл. США. Сокращение внутреннего

сжижения и танкерных перевозок СПГ на 90 %.

Трубопроводные поставки растут, при этом

Таблица 1. Производство, импорт, предельная стоимость поставки в целом во всех сценариях

Показатели Данные

2015 г.

Базовый

вариант

Отсутствие

предельных цен

Предельные

цены с ТРА

Отсутствие предельных

цен с ТРА

Местное производство

(млрд м3) 135 136 136 136 136

Местное сжижение газа

(млрд м3) 10 9,58 0,82 9,58 0,64

Импорт трубопроводного

газа (млрд м3) 34 35 36 43 47

Импорт СПГ (млрд м3) 27 28 25 20 15

Общее снабжение газом

(млрд м3) 197 198 197 199 198

Транспортировка газа

по трубопроводам

(млрд м3 × км)

243,776 234,291 280,044 286,910

Транспортировка СПГ

(млрд м3× км) 10,850 993 963,4 844

Среднее предельных

стоимостей поставок газа

(долл. США/ м3)

419 357 419 353

Изменение от базового

варианта (%) – –14 % 0 % –16 %

Общая стоимость

(млн долл. США) – 28,908 27,554 28,195 26,725

Экономия (%) – – 4,7 % 2,5 % 7,6 %

Чистая экономия

(млн долл. США) – – 1354 713 2183

Источники: данные 2015 г. из CEIC ICIS (местное сжижение газа), KAPSAPC исследование (сценарий) [1]

на 3,7 % увеличивается менее дорогостоящий

импорт трубопроводного газа.

Сочетание увеличения импорта из Цен-

тральной Азии и закачки в трубопроводы того,

что было бы поставлено в виде СПГ, приводит

к значительному увеличению использования

трубопровода, как показано в табл. 1. Предель-

ные затраты падают ниже ценовых пределов

в «Городских воротах» в некоторых провинциях

по сценарию без ценовых пределов, что озна-

чает, что применение ценовых пределов может

привести к росту нерегулируемых цен над пре-

дельными значениями во многих провинциях.

ЭКОНОМИКА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА 53

Ценовые ограничения оказывают сильное

влияние на предельные затраты на поставку,

стимулируя нерегулируемые и более дорогие

поставки СПГ. С другой стороны, реформиро-

вание ограничений доступа к трубопроводу

увеличивает потоки в трубопроводной сети

и изменяет источник импортируемого газа.

Снятие ценовых ограничений в 2015 г. в до-

полнение к реформе TPA — без ценовых огра-

ничений с TPA — также приводит к заметно-

му сдвигу в источнике импорта. Дополнитель-

ный прибрежный СПГ заменил импорт тру-

бопровода из Центральной Азии, с большим

падением внутреннего сжижения и поста-

вок СПГ. Таким образом, улучшение доступа

к трубопроводам в провинциях и устранение

стимулов для внутреннего рынка СПГ может

привести к гораздо более эффективному ис-

пользованию транснациональных мощностей

для импортируемого трубопроводного газа.

ТРУБОПРОВОДНЫЙ ТАРИФ И ТРА

Когда оптимизируется логистика кратко-

срочных поставок, то учитываются только

эксплуатационные расходы. Они представля-

ет собой часть тарифа на трубопровод Запад-

Восток, рассматривая существующие мощно-

сти как самортизированные инвестиции. Тру-

бопроводные тарифы, взимаемые китайской

нефтяной компанией CNPC по трубопроводу

Запад-Восток, достигают 112 долл. США/тыс.

м3 и предназначены для покрытия регулиру-

емой нормы прибыли на инвестиции в трубо-

провод, что составляет основную долю в об-

щей стоимости. Учитывая, что импортная

цена трубопровода в Западном Китае в 2015 г.

составила 285 долл. США / тыс. м3, общая стои-

мость доставки газа через 4000 км до Шанхая,

составляет 397 долл. США / тыс. м3.

Годовая стоимость капитала на транспор-

тировку газа составляет 46,8 долл. США / тыс.

м3 или 14,5 млрд долл. США за 17 млрд м3 годо-

вой мощности. Предполагается, что срок служ-

бы составит 50 лет с дисконтом 5 %. Принимая

во внимание относительно низкую загрузку

в 50 % и добавляя оценку эксплуатационных

расходов на трубопровод (0,0021 долл. США /

м3 × км), получаем общую стоимость 102 долл.

США / м3. С учетом цены импорта по трубопро-

воду общая стоимость доставки импортируе-

мого трубопроводного газа в Шанхай состав-

ляет около 387 долл. США / тыс. м3, что близ-

ко к ценам на импорт СПГ 2015 г. и прибреж-

ным ценам в сценарии без ограничения цен.

Годовые эксплуатационные расходы и тариф

на доступ к трубопроводу Запад-Восток бу-

дут значительно ниже при более высоком ко-

эффициенте его использования. В сценариях

с реформированием доступа третьих сторон

более высокий коэффициент использования

достигается за счет увеличения импорта и по-

ставок по трубопроводу (на 24 % больше газа

покидает Синьцзян, чем в базовом варианте).

Наш вывод свидетельствует о том, что транс-

национальные трубопроводные тарифы пред-

ставляют ___________собой барьер для реформирова-

ния доступа к национальным трубопрово-

дам для сторонних поставщиков, если инфра-

структура остается на балансе национальных

нефтяных корпораций (НОК) [1]. Транспорти-

руя свои собственные поставки по себестои-

мости, они смогут блокировать конкурентов

в рамках действующей структуры тарифов [1].

Этот вывод в статье [1] вызывает вопро-

сы. Тарифы на транспортировку газа должны

быть одинаковыми как для владельцев газо-

проводов (НОК), так и для независимых про-

изводителей газа. За этим должна следить го-

сударственная комиссия по природному газу.

В России тарифы на транспортировку газа

утверждает Федеральная антимонопольная

служба (ФАС) и они едины для ПАО «Газпром»,

владеющего газопроводами и для независи-

мых производителей газа. Кроме того, незави-

симые производители газа имеют свободные

цены на добычу газа (договорные цены с по-

требителями), тогда как ПАО «Газпром» ФАС

утверждает цены и на добычу газа для потре-

бителей.

Учитывая региональную структуру предло-

жения и спроса на природный газ, у Китая есть

явный потенциал извлечь выгоду из интегри-

рованного национального рынка газа, с бо-

лее широким доступом и конкуренцией меж-

ду участвующими фирмами.

Независимые импортеры по-прежнему бу-

дут иметь рынок для своих спотовых закупок

СПГ (если такие покупки останутся дешевле,

чем существующие долгосрочные контрак-

ты) для снабжения прибрежных провинций.

54 МИКРОЭКОНОМИКА № 5/2019

Без ограничения цен стимулы для внутрен-

него сжижения и поставок СПГ уменьшают-

ся, поскольку поставщики могут получать бо-

лее высокую ренту от нерегулируемых трубо-

проводных поставок. В целом, растущий спрос

на СПГ во внутренних провинциях со стороны

определенных отраслей, таких как транспорт-

ные средства, работающие на природном газе,

может быть ослаблен из-за увеличения доли

поставок газа, транспортируемых по трубо-

проводам. Другие отрасли, потребляющие газ,

которые не зависят от СПГ, выиграют.

Реформа TPA может оказать значительное

влияние на трубопроводные поставки, и это

влияние может быть дополнительно расшире-

но путем снятия ценовых ограничений. В сце-

нарии TPA и без ограничения цен поставки

трубопроводного газа независимыми произ-

водителями через существующие мощности

увеличиваются на 80 %. Однако в реальности

ННК, занимающие доминирующее положение

в секторах добычи, могли бы снизить эти вы-

годы, используя свое рыночное влияние даже

на дерегулированном рынке. Являясь моно-

полистом по импорту трубопроводного газа,

CNPC имеет все возможности для того, чтобы

воспользоваться преимуществами более кон-

курентоспособного импорта трубопроводов

следуя этим политическим реформам.

В приложении А приведена структура рын-

ка природного газа в Китае, в том числе по 30

провинциям (табл. А1 и А2).

ПРИЛОЖЕНИЕ А.

СТРУКТУРА РЫНКА

Три крупных ННК доминируют в китайской

инфраструктуре добычи и транспортировки

природного газа: Китайская национальная не-

фтяная корпорация (CNPC), Китайская нефтя-

ная и химическая корпорация (Sinopec) и Ки-

тайская национальная оффшорная нефтяная

корпорация (CNOOC). Небольшие частные

фирмы, часто в партнерстве с НОК, занимают-

ся производством — в первую очередь, в не-

традиционном сегменте — а также сжижени-

ем, транспортировкой и регазификацией СПГ.

Внутренние поставки Китая в основном со-

стоят из добычи на суше (80,9 %), где преобла-

дают ННК, оффшорного газа (9,5 %), эксплуа-

тируемого CNOOC и его совместными пред-

приятиями, и CBM (3,6 %). В китайской стати-

стике CBM обычно включает в себя отработан-

ный угольный метан (CMM), добываемый от-

ечественными производителями угля (около

45 % от общего объема) вместе с CNPC и дру-

гими местными и иностранными частны-

ми компаниями. Тем не менее, в нашей мо-

дели бурение для CBM представлено как от-

дельное мероприятие с различными затра-

тами на вентиляцию CMM из угольных шахт.

В последнее время электрогенераторы, уголь-

ные компании и газораспределители увели-

чили производство синтетического природ-

ного газа (СНГ), достигнув около 1 % поста-

вок (SIA, 2017). CNPC, Sinopec, Shell, а также

государственные и провинциальные государ-

ственные предприятия разработали нетради-

ционный сланцевый газ, обеспечив 3,3 % вну-

треннего производства. Хотя Китай облада-

ет огромными нетрадиционными ресурсами,

геологические и технологические проблемы

мешают их развитию, что затрудняет повто-

рение успеха недавней американской слан-

цевой революции. Требования о владении бо-

лее доступными месторождениями сланцево-

го газа были в значительной степени ограни-

чены китайскими НОК, что ограничивает бу-

дущие инвестиции и инновационные усилия

(TLG, 2014).

В 2015 г. импорт газопровода из Китая со-

ставил 34,2 млрд м3 (CEIC, 2017). В них доми-

нирует CNPC, который контролирует импорт

из Центральной Азии (88,3 % от общего объе-

ма). Меньшие объемы импортируются по тру-

бопроводу Мьянмы, и ожидается, что в обо-

зримом будущем будут реализованы новые

контракты с Россией. ННК также доминиру-

ют в импорте сжиженного природного газа

на уровне около 27,2 млрд м3 в 2015 г. (SIA,

2017), однако провинциальные государствен-

ные предприятия и частные компании расши-

ряют свое участие после недавних рыночных

реформ (NEA, 2014; NDRC, 2014). НОК владе-

ет и эксплуатирует основные внутренние тру-

бопроводы, которые состоят из 16 националь-

ных магистральных трубопроводов и более 80

субнациональных магистральных трубопро-

водов. Рынок газораспределения включает

крупных промышленных и коммерческих по-

требителей, региональных государственных

ЭКОНОМИКА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА 55

Таблица А1. Спрос на газ в 30 провинциях по сегментам рынка, млрд м3 [3]

Провинции Химическая

промышленность «Городские ворота» Прямые потребители Общий спрос

Anhui 2,66 0,66 3,33

Beijing 6,79 6,79 13,58

Chongqing 3,26 2,55 5,81 11,62

Fujian 3,48 0,87 4,35

Gansu 0,43 1,90 0,58 2,91

Guangdong 0,03 5,28 5,31 10,62

Guangxi 0,62 0,15 0,78

Guizhou 0,12 0,99 0,28 1,39

Hainan 0,02 4,07 4,10 8,19

Hebei 0,16 3,29 3,45 6,90

Heilongjiang 2,79 0,70 3,49

Henan 0,36 3,43 3,79 7,58

Hubei 0,07 2,90 0,74 3,71

Hunan 1,96 0,49 2,45

Inner Mongolia 0,53 2,75 0,82 4,10

Jiangsu 0,14 7,62 7,76 15,52

Jiangxi 1,28 0,32 1,60

Jilin 0,03 1,61 0,41 2,05

Liaoning 0,44 2,32 2,76 5,52

Ningxia 0,26 1,50 0,44 2,20

Qinghai 1,04 2,74 1,00 4,78

Shaanxi 0,05 3,91 3,95 7,91

Shandong 3,85 3,85 7,70

Shanghai 3,51 3,51 7,02

Shanxi 0,02 3,09 3,12 6,23

Sichuan 3,15 5,91 9,06 18,12

Tianjin 0,14 2,92 3,07 6,13

Xinjiang 6,96 6,96 13,92

56 МИКРОЭКОНОМИКА № 5/2019

Провинции Химическая

промышленность «Городские ворота» Прямые потребители Общий спрос

Yunnan 0,47 0,12 0,59

Zhejiang 0,02 3,73 3,75 7,50

Total 10,27 96,88 84,62 191,77

Таблица А1. Спрос на газ в 30 провинциях по сегментам рынка, млрд м3 [3] (продолжение)

Таблица А2. Предельная стоимость поставки газа по провинциям при сценариях

моделирования (процент изменения к базовому варианту)

Province Базовый вариант

для США/тыс. м3

Без ограничения цен,

долл. США

Ограничение цен

с ТРА, тыс. м3

Без ограничения цен

с ТРА, тыс. м3

Anhui 415 406 (–3 %) 415 403 (–3 %)

Beijing 415 322 (–22 %) 415 322 (–22 %)

Chongqing 426 319 ( –25 %) 426 319 ( –25 %)

Fujian 410 410 (0 %) 410 410 (0 %)

Gansu 428 311 (–27 %) 428 311 (–27 %)

Guangdong 410 408 (–1 %) 410 327 (–20 %)

Guangxi 410 326 (–21 %) 410 326 ( –21 %)

Huizhou 419 322 (–21 %) 419 322 ( –21 %)

Hainan 410 410 (0 %) 410 410 (0 %)

Hebei 410 399 (3 %) 410 397 (–3 %)

Heilongjiang 433 388 (–11 %) 433 386 (–11 %)

Henan 418 320 (–23 %) 418 320 ( –23 %)

Hubei 422 323 (–23 %) 422 322 ( –23 %)

Источник: KAPSARC research.

предприятий, частных компаний, совмест-

ных предприятий и дочерних компаний ННК.

ЛИТЕРАТУРА

1. B. Rioux, P. Galkin, F. Murphy, F. Feijoo,
2. Pierru, A. Malov, Y. Li, K. Wu. «The economic

impact of price controls on China's natural gas

supply chain».

2. Об итогах визита делегации «Газпро-

ма» в Китай. Релиз 3 сентября 2019 г. Управле-

ние информации ПАО «Газпром» [Электрон-

ный ресурс]. — Режим доступа: gazprom.ru/

press/news/2019/september… (дата обращения:

25.09.2019).

3. CEIC, 2017. China Economic & Industry

Data Database.

4. Ministry of Natural Resources (MNR),
5. China Mineral Resources. Source: http://

www.mlr.gov.cn/sjpd/zybg/2015/201510/

P020151030354926948039. pdf http:// www.gov.

cn/xinwen/2018–10/22/5333589/files/ 01d0517b-

9d6c430bbb927ea5e48641b4. pd.

ЭКОНОМИКА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА 57

5. Shell International and Development and

Research Center, 2017. China»s gas development

strategies. Advances in oil and gas exploration

and production. Source: https://link.springer.

com/book/10.1007 %2F978-3-319-59734-8.

6. National Development and Reform Commission

of China (NDRC), 2017. Energy supply and

consumption revolution strategy (2016–2030).

Source: http://www.ndrc.gov. cn/gzdt/201704/

t20170425_845304. html.

7. National Development and Reform Commission

of China (NDRC), 2016. 13th Five-Year Plan

for natural gas development. Source: https://policy.

asiapacificenergy.org/ sites/default/files/%E5

%A4 %A9 %E7 %84 %B6 %E6 %B0 %94 %E5 %8F%9

1 %E5 %B1 %95 % E2 %80 %9C%E5 %8D%81 %E4 %

B8 %89 %E4 %BA%94 %E2 %80 %9D%E8 %A7 %84

%E5 %88 % 92. pdf.

8. MacAvoy, P. W., 1970. The effectiveness

of the Federal Power Commission. Bell J. Econ.

Manag. Sci. 1 (2), 271–303 Source: http://www.

jstor.org/stable/3003184.

9. SIA, 2017. SIA China Energy Weekly, Week 1

Jan 2nd — 8th, 2017.

10. National Development and Reform Commission

of China (NDRC), 2017. Energy supply and

consumption revolution strategy (2016–2030).

Source: http://www.ndrc.gov. cn/gzdt/201704/

t20170425_845304. html.

11. Chen, J., 2016. Analysis of China»s oil and

gas policy in 2015. China Oil and Gas 1, pp. 8–15.

REFERENCES

1. B. Rioux, P. Galkin, F. Murphy, F. Feijoo,
2. Pierru, A. Malov, Y. Li, K. Wu. «The economic

impact of price controls on China»s natural gas

supply chain».

2. On the results of the visit of the Gazprom

delegation to China. Release September

3, 2019 information Management of PJSC «Gazprom

» [Electronic resource]. — Mode of access:

gazprom.ru/press/news/2019/september… (date

of access: 25.09.2019).

3. CEIC, 2017. China Economic & Industry

Data Database.

4. Ministry of Natural Resources (MNR),
5. China Mineral Resources. Source: http://

www.mlr.gov.cn/sjpd/zybg/2015/201510/

P020151030354926948039. pdf http:// www.gov.

cn/xinwen/2018–10/22/5333589/files/ 01d0517b-

9d6c430bbb927ea5e48641b4. pd.

5. Shell International and Development and

Research Center, 2017. China»s gas development

strategies. Advances in oil and gas exploration and

production. Source: https://link.springer.com/bo

ok/10.1007 %2F978-3-319-59734-8.

6. National Development and Reform Commission

of China (NDRC), 2017. Energy supply

and consumption revolution strategy

(2016–2030). Source: http://www.ndrc.gov.

cn/gzdt/201704/t20170425_845304. html.

7. National Development and Reform Commission

of China (NDRC), 2016. 13th Five-Year Plan

for natural gas development. Source: https://policy.

asiapacificenergy.org/ sites/default/files/%E5

%A4 %A9 %E7 %84 %B6 %E6 %B0 %94 %E5 %8F%9

1 %E5 %B1 %95 % E2 %80 %9C%E5 %8D%81 %E4 %

B8 %89 %E4 %BA%94 %E2 %80 %9D%E8 %A7 %84

%E5 %88 % 92. pdf.

8. MacAvoy, P. W., 1970. The effectiveness

of the Federal Power Commission. Bell J. Econ.

Manag. Sci. 1 (2), 271–303 Source: http://www.

jstor.org/stable/3003184.

9. SIA, 2017. SIA China Energy Weekly, Week

1 Jan 2nd — 8th, 2017.

10. National Development and Reform Commission

of China (NDRC), 2017. Energy supply and

consumption revolution strategy (2016–2030).

Source: http://www.ndrc.gov. cn/gzdt/201704/

t20170425_845304. html.

11. Chen, J., 2016. Analysis of China»s oil and

gas policy in 2015. China Oil and Gas 1, pp. 8–15.__