ВВЕДЕНИЕ

При добыче нефти из скважины поступает так называемая скважинная жидкость, содержащая нефть, нефтяной попутный газ (НПГ), а также другие жидкие (вода) и газообразные (азот, углекислый газ, реже гелий, иногда сероводород) компоненты. Основная ценность НПГ обусловлена наличием в нем метана и высших углеводородов (этана, пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана, гексана и т.д.). Метан является основой природного газа, а высшие углеводороды – ценное химическое сырье для производства мономеров, полимеров и других материалов, используемых в нефтехимической и химической промышленности. Кроме того, смесь пропана и бутана широко используется в России для бытовых нужд домашних хозяйств, поэтому выделяющийся из скважинной жидкости НПГ собирают, компримируют и направляют на переработку. Объемы производства НПГ в России после 1995 г. представлены в табл. 1.

Таблица 1. Добыча нефти и производство НПГ в России в 1995–2003 гг.

Источник: Госкомстат России. Российский статистический ежегодник. 2004.

Для переработки НПГ в районах нефтедобычи строят газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), на которых НПГ разделяют на компоненты.

В результате разделения НПГ на компоненты получают:

В соответствии с существующими в России в настоящее время нормативами, часть произведенного НПГ (но не более 5%) разрешается сжигать в факеле. За превышение этих нормативов, не связанное с форс-мажорными обстоятельствами (например, невозможностью перерабатывать НПГ), нефтяная компания платит штраф, размер которого относительно невелик. Сжигание значительных объемов НПГ в факеле в отсутствие форс-мажорных обстоятельств сопряжено с риском потери нефтяной компанией лицензии на добычу нефти.

За рубежом производством и переработкой НПГ занимаются нефтяные компании, поэтому там рынок НПГ отсутствует (True, 2000, 2003; Fasullo, 2003; Брагинский, 2004).

До 1992 г. не было рынка НПГ и в России: все предприятия нефтяной и нефтехимической промышленности принадлежали одному собственнику – государству, оно же и управляло этими предприятиями. После приватизации в ряде нефтедобывающих районов, например в Башкортостане, Татарстане, Оренбургской области, ранее построенные там ГПЗ остались в составе вертикально интегрированных нефтяных компаний. Однако в самом крупном нефтедобывающем регионе России – Западной Сибири, где до приватизации для переработки добываемого НПГ было построено 8 крупных ГПЗ, 6 из которых: Белозерный (БГПЗ), Губкинский (ГГПЗ), Муравленковский (МГПЗ), Нижневартовский (НВГПЗ), Няганский (Красноленинский – КрГПЗ), Южно-Балыкский (ЮБГПЗ) оказались в руках нефтегазохимической компании ОАО «АК «Сибур», которая не аффилирована с нефтяными компаниями, поставляющими НПГ на эти заводы, хотя переработка НПГ технологически жестко связана с его добычей. Таким образом, в России функционируют 6 рынков НПГ, территориально соответствующих Белозерному, Губкинскому, Муравленковскому, Нижневартовскому, Няганскому, Южно-Балыкскому ГПЗ.

Покупатель на всех этих рынках НПГ – ОАО «АК Сибур», т.е. на стороне спроса на каждом рынке НПГ существует монопсония. Данные о положении продавцов, действующих на каждом из рынков НПГ, представлены в табл. 2. Там же приведены данные о величине доли продаж НПГ основным продавцом на каждом рынке (включая продажи аффилированных с ним компаний) в общем объеме продаж НПГ на данном рынке.

Таблица 2. Основные продавцы на рынках НПГ^*

* Источник: www.sibur.ru.

Из приведенных в табл. 2 данных следует, что на стороне предложения на большинстве рынков НПГ (Губкинском, Муравленковском, Няганском, Южно-Балыкском) фактически существует монополия. На Белозерном и Нижневартовском рынках самый крупный продавец обладает серьезной рыночной силой. Таким образом, российские рынки НПГ можно охарактеризовать как монопольно-монопсонические.

В соответствии с действующим законодательством, российские рынки НПГ являются регулируемыми. Государство использует механизмы как ценового, так и неценового регулирования рынков НПГ. До 2004 г. эту цену устанавливало Министерство экономического развития и торговли РФ, а с 2005 г. – Федеральная служба по тарифам. Неценовое регулирование осуществляется через выдачу лицензий нефтяным компаниям на недропользование, установление ограничений на сжигание НПГ в факеле, платы за выбросы при сжигании НПГ в факеле, регулирование оптовых цен на сжиженные газы для бытовых нужд населения, уровни устанавливаемых экспортных пошлин на СУГ и пр.

До 2002 г. государство рассматривало рынки НПГ как однородные, вводя для них единую для всех рынков цену НПГ. Так, в 2000 г. была установлена цена 150 руб./тыс. м3 НПГ независимо от условий получения НПГ, его качества и затрат на переработку. Нефтяные компании считали, что этот уровень совершенно недостаточен для покрытия издержек производства НПГ. Учет их доводов привел к повышению цены НПГ до уровня 275–350 руб./тыс. м3 НПГ. В пределах этого диапазона стороны могли договариваться о реальной цене. Однако острота конфликта между участниками рынка НПГ не снизилась: некоторые продавцы НПГ по-прежнему считают, что введенный диапазон цен не позволяет им покрыть издержки производства НПГ, а покупатель доказывал, что цены НПГ слишком завышены и не обеспечивает ему нормальной рентабельности при использовании НПГ как сырья для нефтехимии.

Существующая в настоящее время методика определения цен (Чернавский, 2002) использует подход, получивший название метода net-back. Цена НПГ рассчитывается от ближайших к НПГ сечений, где существуют рыночные цены СОГ, СГБ и всех СУГ, при условии обеспечения компании-монопсонисту нормальной рентабельности переработки НПГ. Для условий 2002 г., когда мировые цены нефти были достаточно высокими и гипотеза о том, что нефтяные компании, продающие НПГ, имели доходы, достаточные для того, чтобы покрыть разницу между рассчитываемой этими компаниями себестоимостью производства НПГ и ценой НПГ, были выполнены расчеты цен НПГ. Цены рассчитывались в зависимости от суммарного содержания в НПГ высших углеводородов: пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана и гексана. Была разработана и введена в действие шкала цен, в которой параметром является суммарное содержание пропана, бутана, изобутана, пентана, изопентана и гексана в сыром НПГ. Чем выше этот параметр, тем выше оказывалась цена НПГ. При этом не учитывались издержки на производство НПГ, что при изменении мировой конъюнктуры на рынке нефти и существенном снижении доходов нефтяных компаний от продаж нефти могло бы привести к убыткам нефтяных компаний. Одно из направлений преодоления этого методического недостатка – либерализация рынков НПГ и отказ государства от ценового регулирования.

В соответствии с распоряжением правительства России № 908-р «Концепция развития сжиженного газа для бытовых нужд» от 3 июля 2003 г. предполагается “отменить государственное регулирование цен на нефтяной попутный газ”. В докладе анализируются возможные последствия либерализации рынка НПГ.

Полный текст доклада в приложенном файле (doc-формат, архив rar)