Содержание к диссертации
Введение
1 . Перспективы развития газовой промышленности Узбекистана и контрактные отношения в разведке и добыче 7
1.1. Развитие мировых рынков газа 7
1.2. Современное состояние и перспективы развития газовой промышленности Узбекистана 10
1.3. Взаимоотношения Узбекистана с государствами ЦАР в области газа и энергетики 27
1.4. Правовой и налоговый режимы в нефтегазовой отрасли Узбекистана... 30
2. Развитие контрактных отношений в области недропользования 37'
2.1. Проблема выбора между выгодой и риском 37
2.2. Соглашение о совместной деятельности (ССД) 42 .-
2.3. Контракты «buy-back» (контракты на возмещение затрат (КВЗ) и условия сбалансированности интересов участников соглашений 48
2.4. Финансовые и налоговые аспекты выбора между концессией, СРП и смешанной системой 57
3. Контракты в газовой промышленности: мировая практика 63
3.1. Концепции и этапы в развитии контрактных отношений в газовой промышленности 63
3.2. Основные виды зарубежных контрактов на поставку газа трубопроводным транспортом 66
3.3. Контракты на поставки газа в различных странах 73
3.4. Принципы и условия оплаты при поставках газа 82
3.5. Содержание основных положений типичного газового контракта 89
3.6. Рынок газа спот в сравнении с рынком долгосрочных контрактов 91
4. Формулы цены на газ и выбор модели ценообразования на примере производства и продажи метанола 96
4.1. Различные варианты формульного ценообразования на газ 96
4.2. Факторы, обусловливающие необходимость пересмотра цен 101
4.3. Связь между нефтяными и газовыми ценами 105
4.4. Ценовое моделирование при поставках газа в Узбекистане: сравнение методов расчета цены «netback» Ill
4.5 Преимущества и недостатки методов различных методов определения NBV 119
4.6. Интерпретация показателей NBV HLRMC 120
4.7. Предложения по совершенствованию контрактной деятельности в нефтегазовом комплексе Республики Узбекистан 122
Заключение и основные выводы 125
Список использованной литературы 137
- Развитие мировых рынков газа
- Проблема выбора между выгодой и риском
- Концепции и этапы в развитии контрактных отношений в газовой промышленности
- Различные варианты формульного ценообразования на газ
Введение к работе
Центральная Азия в перспективе может стать одним из ведущих регионов-поставщиков нефти и природного газа в мире. Центральноазиатские энергоресурсы, безусловно, смогут найти свое место на мировом рынке, принимая во внимание скорое истощение традиционных месторождений в ведущих нефтедобывающих регионах мира, а также реальный рост потребностей глобальной экономики в углеводородном сырье. Реализация газового потенциала в рамках Энергетической политики Республики Узбекистан требует разумной стратегии действий, основывающейся на национальных интересах страны. Для-того, чтобы укрепить внутренний рынок и расширить свои международные позиции, Узбекистану следует тщательно изучить существующие и новые варианты поставок газа, -формы контрактных отношений между контрагентами, адаптированные к изменению цен на газ и характеру налогообложения, методы формирования цен на поставки газа и оценки проектов, реализуемых на различных стадиях газовой цепочки, учитывающие разнообразные риски.
Контрактная политика страны, не имеющей прямого выхода на рынки газа, имеет-ряд особенностей, отражающих сложный характер позиционирования Республики Узбекистан одновременно являющейся страной производителем газа, транзитером и имеющей быстро развивающийся внутренний рынок. В этих условиях особый интерес представляет изучение мирового опыта заключения контрактов, который охватывает не только операции поставок газа, но и контракты на предоставление транспортных мощностей, хранение и газа, оказание услуг специального характера, включая услуги по управлению рисками. С учетом сказанного исследование в диссертационной работе перечисленных проблем представляет несомненный теоретический и практический интерес и является актуальной задачей.
Поскольку газовый сектор представляет цепочку производств, разделяемую обычно на стадии «апстрим и даунстрим», то рассмотрение форм и типов контрактных отношений относится также и к стадии разведки и разработки месторождений, где мировая контрактное право в области недропользования и практика отношений иностранных компаний и принимающих стран претерпели за последнее время существенные изменения. Их внимательный анализ, безусловно, заслуживает внимания с позиций формирования более совершенной организационно-правовой структуры деятельности национальной компании НХК "Узбекнефтегаз".
Цель работы: на основе анализа обобщения мировой практики контрактных соглашений и оценки инвестиционных проектов в условиях развитой рыночной экономики предложить
рекомендации по совершенствованию методов и практики использования контрактных соглашений для национальной газовой промышленности В работе были поставлены следующие задачи:
1. Исследовать современное состояние и перспективы развития газовой промышленности
Узбекистана.
2. Изучить мировую практику контрактных отношений, применяемых в газовой
промышленности на различных стадиях газовой цепочки (разведка, добыча, транспорт,
переработка УВ сырья).
3. Исследовать возможности использования мировой практики контрактных отношений и
ценообразования в газовой отрасли для условий газовой промышленности Республики
Узбекистан.
Основные научные результаты диссертационного исследования:
Проведен анализ текущего состояния инвестиционной и организационно-правовой среды в нефтегазовом комплексе Узбекистана и сформулированы ключевые задачи в этой области.
Показаны преимущества и недостатки некоторых новых типов соглашений (в частности контрактов на стадии разведки и разработки (типа «buy-back») и оценены условия целесообразного участия государства в проектах на стадии апстрим.
Обобщены и систематизированы различные типы контрактов и методы ценообразования, действующие в условиях развитого рынка газа, (не применяемые до настоящего времени в условиях Узбекистана), и сделан вывод о необходимости расширения спектра контрактных отношений и использования гибких формул ценообразования в газовой промышленности Узбекистана.
Проведен анализ методов ценообразования в мировой газовой промышленности и сделан вывод о целесообразности использования в газовой промышленности Узбекистана модели конкурентных цен.
Предложены методические подходы для определения сбалансированного уровня цен на поставки газа при заключении контрактов.
Проведены расчеты по обоснованию уровня цен нетбэк в области газохимии. Структура диссертационной работы отвечает характеру поставленных задач. Работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, выводов и списка использованной литературы . В первом разделе диссертации представлена общая характеристика нефтегазового комплекса республики Узбекистани тенденции его развития, выявлены основные факторы, сдерживающие ускоренный рост нефтегазового сектора, исследованы формы привлечения
иностранных инвестиций, типы контрактных соглашений и перспективная политика
национального холдинга в освоении нефтегазовых ресурсов страны.
Второй раздел посвящен анализу актуальных аспектов действующих и новых видов
соглашений (в частности компенсационным контрактам типа «buy-back», соглашениям о
совместной деятельности) в области недропользования с ориентацией на вопросы риска и
государственного участия.
В третьем разделе представлен анализ различных видов контрактных соглашений на
стадиях мидстрим и даунстрим. Рассмотрен широкий спектр контрактов на поставку,
хранение, торговлю мощностями, а также вопросы управления рисками и связанные с ними
системы ценообразования и тарификации.
Последний раздел посвящен анализу методов ценообразования в газовой отрасли и выбору
моделей ценообразования в наибольшей мере пригодных для контрактной практики
холдинга «НХК «Узбекнефтегаз».
В ходе исследований особое внимание уделялось нефтегазовым соглашениям, заключаемым
с российскими нефтегазовыми компаниями, являющимися приоритетными партнерами для
национальной компании «Узбекнефтехим».
В заключении представлены основные выводы и сделаны рекомендации, направленные на
совершенствование методической базы принятия решений для газовой промышленности
Узбекистана.
Развитие мировых рынков газа
С 1980 по 2007 гг. доля газа в мировом энергетическом балансе выросла с 18 до 23%. Газ использовал возможности роста, усилив свои позиции в жилом секторе и-промышленности, и, еще значительнее, в области производства электроэнергии. В контексте роста цен на энергию и усиливающейся конкуренции между различными топливами, прогнозируется, что по росту использования газ обгонит другие топлива. Прогнозы о ежегодном росте потребности в газе на 2,4% до 2020 года основываются на нескольких факторах, включая большие запасы, а также экономическую и экологическую привлекательность газа. По прогнозу потребление газа к 2020 году составит 4,05 трлн. кубометров, а его доля в мировом спросе на энергию составит около 25%. С 1980 года доказанные мировые запасы газа росли в среднем на 3,6% в год (по сравнению с 2,4% для нефтяных запасов). За период с 1980 по 2004 г. объем доказанных запасов более чем удвоился с приблизительно 77 трлн. м. куб. до 179 трлн. м. куб., увеличиваясь примерно на 4 трлн м. куб. в год. Хотя недавно открытые запасы разбросаны по всему миру, на страны СНГ и Ближний Восток в сумме приходится 72% доказанных запасов и большинство крупнейших месторождений. Около 43% доказанных запасов сконцентрированы в примерно 20 мега- и супер-гигантских месторождениях. В глобальном масштабе, газовые запасы более диверсифицированы геополитически, чем запасы нефти. На страны ОПЕК приходится 88 трлн. куб.м., менее половины общего объема, по сравнению с 75% для нефти. Положение стран бывшего СССР в отношении газа гораздо лучше - на них приходится 32% мировых запасов этого топлива, и лишь 10% запасов нефти. В странах ОЭСР (Организация экономического сотрудничества и развития, Organization of Economic Cooperation and Development, OECD) доли мировых запасов газа и нефти наиболее близки - 10% и 7%, соответственно. Этот расклад отражает рискованное несоответствие между основными производящими и потребляющими регионами, но запасы газа велики и достаточны для удовлетворения потребностей в течение, по меньшей мере, 60 лет. Учитывая потенциал еще неразведанных запасов, при текущем уровне потребления (см. рис. 1) газа должно хватить на период, превышающий 150 лет. Усовершенствования процессов транспортировки открывают доступ к труднодоступным запасам расположенным вдалеке от регионов потребления и оценивающимся в 30-35 трлн м. куб. -делая возможной их продажу на рынке по конкурентоспособной цене. Можно добавить большой потенциал нетрадиционных запасов. Метан из угольных пластов представляет, по оценкам, еще 250 трлн м. куб. Залежи горючих сланцев (gas-shale) и плотных газоносных песков имеют также большой потенциал, который до сих пор в значительной степени не изучен. Хотя потенциал гидратов (5 000 - 25 000 трлн м. куб.) и технология их производства пока весьма неопределенны, их часто называют реальной альтернативой, предлагающей более "чистую" энергию, чем традиционные углеводороды. С точки зрения потенциальных запасов, не существует серьезных препятствий к удовлетворению прогнозируемого спроса. Но в среднесрочной перспективе темпы роста рынка сильно зависят от инвестиций в разведку и добычу. Многие традиционные источники поставок газа разрабатываются уже в течение десятилетий и истощаются. К 2020 году прогнозируемый разрыв между спросом и запасами по этим источникам может превысить 1 трлн м. куб. (25% прогнозируемого спроса). Зоны производства будут постепенно сдвигаться в сторону новых месторождений в рамках традиционных газодобывающих регионов. Рост объемов производства газа будет происходить за счет регионов с большими запасами, но там где потенциал пока разработан лишь частично, таких, как Ближний Восток, Центральная Азия, Африка и Азия, в которых необходимы огромные капиталовложения. Возрастающие дисбаланс спроса и предложения, на уровне континентов и на уровне стран заставляют ведущие индустриальные государства все сильнее полагаться на международную торговлю газом. В 2004 году объем мировой торговли газом составил (включая торговлю между странами СНГ) почти 0,81 трлн м.куб. - более 29% от поступающего на рынок газа в целом по миру. Межрегиональная торговля активно развивалась в последние годы и в 2004 составила 288 млрд кубометров. На поставки СПГ приходится около трети общего объема. Фактором, способствующим развитию этой тенденции, стала либерализация международной торговли газом, что привело к росту поставок на рынки с самыми высокими ценами. [51,54]. Хотя до формирования глобального рынка еще далеко, ситуация в торговле газом меняется стремительно и кардинально. Международные потоки должны резко увеличиться, и к 2020 году достигнуть 1,35 трлн м.куб. - трети мировой газодобычи. Технологические достижения, связанные с прокладкой глубоководных трубопроводов и технологией высокого давления обещают интересные перспективы для трубопроводной транспортировки. СПГ предстоит стать движущей силой в установлении мирового газового баланса. До 2020 года, доля СПГ в мировой торговле газом составит около 38%, и поставки СПГ будут расти на 7% в год. Очевидная динамика этой отрасли объясняется значительными изменениями на всех рынках. Ключевую роль здесь играют либерализация электроэнергетики и газового сектора и создание новых, более конкурентных, более чувствительных к изменениям рыночных механизмов, среди которых новые и традиционные покупатели предпочитают именно торговлю СПГ. По мере роста потребностей в энергии будет расширяться ассортимент доступных ее источников, необходимых для того, чтобы гарантировать непрерывные поставки. Конкуренция между различными топливами усилится, оказывая давление на цены и создавая , новые проблемы для отрасли. [29,51], Газ является гибким источником энергии, который идеально подходит для разнообразного использования. Ему нет нужды опираться на новые технологии, чтобы стать экологически приемлемым или экономичным в секторе электроэнергетики, на который, как ожидается, придется около половины прироста потребления газа. У газовых электростанций есть неоспоримые преимущества перед угольными - более низкие капитальные затраты, более высокая эффективность горючего, меньшие сроки строительства и меньшие выбросы. Так что электростанции комбинированного цикла вероятно сохранят лидерство в секторе электроэнергетике на многие годы. Параллельно с активным распространением малых газовых электростанций (10 МВт), которые крайне эффективны для распределенного производства электричества, технологические достижения в области микротурбин, топливных элементов и комбинированных электро-отопительных систем обеспечивают альтернативы, которые позволят газу консолидировать свое положение в секторе.
Проблема выбора между выгодой и риском
В мировой практике деятельности нефтегазовых компаний применяется широкий спектр контрактных типов соглашений в области недропользования. В обобщенном виде их можно представить в виде следующей схемы (рис. 2.1.): Известно, что в правовом отношении контракты в области недропользования делятся на три основные группы: концессии (аренда, лицензии), соглашение о разделе продукции, сервисные контракты на условиях риска. В контрактах СРП первоочередную роль играет определение доли государства в разделе продукции, которая регулируется налоговым режимом. Узбекистанская концепция СРП заимствовала основные принципы зарубежного опыта. Долгосрочность отношений в 30-35 лет и обязательное 50%-ное участие НХК «Узбекнефтегаз», минимизируют существующие политические риски. Приоритетное право участия Узбекистана в проектах обеспечивает не только эффективный контроль со стороны государства, но также позволяет Компании аккумулировать необходимые финансовые средства путем продажи части своей доли потенциальному инвестору. При этом права подрядчика передаются дочерней компании, а НХК остается уполномоченным органом, контролирующим выполнение тендерных условий. Анализ инвестиций в разведку и разработку перспективных площадей с различными шансами обнаружения нефти (газа) и различной ценностью открытий может быть сведен к анализу инвестиционного портфеля [77 ]. Ожидаемый доход с учетом риска должен возместить суммарные издержки (включая затраты на неудачные поиски и\или открытие нерентабельных месторождений) с учетом целевой нормы рентабельности компании. Существенным является вопрос о заинтересованности международной нефтяной: компании (МНК) в участии, в тендерах по перспективным участкам в условиях,, регламентированных законодательными актами Узбекистана. Это во многом зависит от уровня рисков, принимаемых МНК и от степени технологической интеграции НХК со страной происхождения МНК. Мировая практика широко использовала различные варианты государственного участия в проектах! разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. В сущности, государственное участие представляет собой полуфискальные методы воздействия на процесс освоения, нефтегазовых ресурсов государства; Характеристика действующих СРП в Узбекистане представлена в табл. 2.1. (II) Увеличивать долю государственной собственности в добыче основных природных ресурсов. (Социалистический фактор). (III) Увеличивать государственной контроль за основными отраслями промышленности. Фактор, отражающий стремление государства контролировать эту важнейшую для него отрасль). (IV) Повышать долю государственных доходов от добычи нефти. (Необходимость изъятия рентного дохода государством). (V) Действовать как советник правительства. С финансовой точки зрения участие государственной нефтяной компании в разработке месторождения может иметь значение для получения государством части рентного дохода. Результат этого инструмента зависит от условий такого участия. Капитальные затраты уже произведены и риски приняты. Если в проекте участвуют иностранные партнеры, затраты; риски и доходы государственной компании зависят от условий их участия. Чем ниже риск в разведке и риск затрат государственной компании, тем больше доля, которую должны иметь частные инвесторы. Следует, однако, отметить, что чем больше риск частного инвестора, тем больше вероятность того, что разведочные работы вообще будут свернуты. Покажем на примере эти различия в исходах в уровне рентабельности МНК в зависимости от вариантов государственного участия. Эти соображения иллюстрируются следующим примером. Предположим, вероятность открытия месторождения нефти с запасами 100 млн. баррелей на перспективном лицензионном участке составляет 20%. Пусть затраты на ГРР Е = $ 100 млн. Чистый дисконтированный доход (NPV) от открытия =$1000 млн. Вероятность открытия (Р) = (20% Ожидаемый ЧДЦ (Expected monetary value, EMV): EMV = P(NPV)-E = +$100 млн. Участие государства - («Governement participation» (GP) = 65% Рассмотрим три различные альтернативы государственного участия . (1) Государственная компания не возмещает МНК затраты на разведочные работы. В таком случае имеем: EMV = Р(1 - GP) - Е = -$300 млн. (2) Государственная компания оплачивает свою часть затрат на разведочные работы.
Концепции и этапы в развитии контрактных отношений в газовой промышленности
В развитии нефтяной и газовой отраслей можно выделить четыре крупных этапа, каждый из которых характеризуется доминированием определенной контрактной формы заключения сделок и соответствующим механизмом ценообразования (Таблица 3.1). На первом этапе торговля углеводородами шла на локальных рынках внутри стран-производителей сырья. Основы механизмов регулирования рынка были заложены именно на данном этапе. На первой стадии развития рынков государственное регулирование было крайне незначительным - принцип невмешательства в экономику «laissez-faire» -декларировался всеми странами. На этом этапе эволюции рынков осуществлялось парное взаимодействие производителя и потребителя; цены на топливо определялись исходя из экономики конкретного проекта таким образом, чтобы покрывать затраты производителя и гарантировать ему приемлемую норму прибыли (ценообразование «издержки плюс»). На тот момент монопольную позицию занимали скорее потребители топлива, нежели его поставщики. Поэтому обязательным условием было заключение договора-франшизы на предоставление услуг, гарантировавшего эксклюзивные права на деятельность компании на данной территории. Очевидно, что в то время о механизмах формирования внешнеторговых цен не было и речи, поскольку рынок был сугубо локальным. Систему контрактных отношений, сформировавшуюся к настоящему времени в наиболее общем виде можно классифицировать в соответствии со следующими основными характеристиками [19.63,77],: в Виды контрактов: Газовые Соглашения на продажу и закупку (GSPA), соглашения на Транспортировку, соглашения на Хранение в Участники сделки: - Компании производители - Транспортные компании - Компании продавцы - Компании по распределению -Конечные потребители в Продолжительность действия контракта: долгосрочный, среднесрочный и краткосрочный периоды, включая соглашение Транспортировки и оглашение Хранения. Ниже в основном рассмотрены существующие долгосрочные контракты на продажу и закупки газа, которые приняты в Европе для большинства поставщиков Соглашения на продажу и закупку газа (GSPA) носят взаимный характер и касаются следующих условий: Продажи и закупки определенного объема газа в Определенного продукта а Доставленного в определенное место в В течение определенного периода в С определенной гибкостью д С разделением ответственности в По определенной цене Одним из наиболее важных факторов в условиях контрактных соглашений является их сбалансированность. Рынок предоставляет покупателям и продавцам большое количество возможностей, что создает технические предпосылки для конкуренции между различными поставщиками газа. Поэтому лица, работающие на газовом рынке, могут полагаться на краткосрочные и спотовые контракты. Покупатель, приобретающий газ на спотовом рынке, должен иметь возможность переключиться на альтернативное топливо без ущерба для своей коммерческой деятельности. После принятия определенных обязательств между партнерами должны быть установлены отношения, устраивающие обе стороны. Покупатель заинтересован в бесперебойных поставках газа, а продавец - в своевременной оплате. Один из способов реализации этих требований является условие «бери или плати». Условие «бери или плати»: / Обязанность продавца: поставить газ, т.е. предоставить покупателю определенное количество газа определенного качества в установленный период. S Обязанность покупателя: взять или заплатить, т.е. принять, по крайней мере, минимально установленное количество предоставленного газа и / или заплатить за него. Условие «бери или плати» является очень выгодным для различных компаний, работающих в газовой отрасли. Преимущества такого подхода для продавца являются очевидными, но соглашения, построенные по принципу «бери или плати» чрезвычайно выгодны также финансовым структурам, так как они являются гарантированным источником наличности для возврата средств, вложенных в инфраструктуру. Принцип «бери или плати» появился с тем, чтобы ограничить свободу покупателя в поиске лучших условий на открытом рынке, но это слишком упрощенный взгляд на реальное положение вещей. В целом, такие соглашения являются частью системы, призванной обезопасить долгосрочное предложение. Гибкость: Контракт необходим для того, чтобы помочь компаниям адаптироваться к изменениям условий в области, охватываемой этим документом. Чтобы приспособится к изменениям в добыче, новой информации о поведение пластов или развитию рынка нужна определенная гибкость. В контракте должно быть прописано распределение рисков, связанных с единовременными проблемами или долгосрочными трудностями, причиной которых явились форс-мажорные обстоятельства или халатность. Гибкость контрактов на поставку газа является критическим элементом по ряду причин. Так как природный газ не легко хранить, требования к гибкости поставок и приему газа покупателем должны быть четко сформулированы до того, как будет окончательно согласована мощность газовой цепочки. Проектная мощность определяет величину капиталовложений по всей цепочке. Следовательно, доход, генерируемый при ее функционировании, зависит от степени использования оборудования. Гибкость контракта характеризуется разницей между имеющимися возможностями и минимальными обязательствами по оплате или покупке газа. Необходимость в газохранилищах сильно зависит от годовой и дневной гибкости и их отношения друг к другу. В случае, когда дневная максимальная мощность равна средней годовой мощности, сезонные всплески и годовой спрос должны покрываться за счет одних и тех же предельных возможностей. Когда же дневная максимальная мощность выше, чем средняя годовая мощность, дополнительная гибкость может оплачиваться отдельно или быть предусмотрена в цене газа.
Различные варианты формульного ценообразования на газ
Как отмечалось, существуют два основных подхода при установлении цен на газ: метод «издержки плюс» и ценообразование по «методу нетбэк» (исходя из динамики затрат на конкурирующие виды топлива). В последнем случае расчеты ведутся по специальным формулам, рассматриваемым ниже. [51,58, 67]. L. Мультипликативная формула. По краткосрочным контрактам продолжительностью до одного года продажи газа осуществляются на основании фиксированного ценового базиса. Однако, для более продолжительных периодов цена регулярно пересчитывается посредством ценовой формулы. Так, для продаж в Великобритании обычно используется мультипликативная формула вида: Р = Ро (0.2 GO/GOo + 0.3 FO/Fo + PPI/PPIo) В данном примере цена на момент подписания контракта (базовая цена) Ро умножается на изменения в цене индикаторов во времени. Текущая цена на газойль (GO) делится на цену газойля на момент подписания контракта, и полученная величина умножается на вес в процентах, принятый для данного индикатора (20% в случае с газойлем). Таким же образом происходят вычисления для всех индикаторов, содержащихся в формуле. Затем для получения цены (Р) результаты вычислений по каждому индикатору суммируются и умножаются на базовую цену (Ро). 2_ Аддитивная формула. Несмотря на то, что в Великобритании обычно используется мультипликативная формула, для большей части Западной Европы более привычной является аддитивная формула. Р = Ро + (0.5 Fl (GO - GOo)) + (0.5 F2 (LSFO - LSFOo)) Цена газойля (GOo) на момент подписания контракта сначала вычитается из текущей цены (GO). Затем это соотношение, скорректированное на определенный коэффициент f f r (Fl), умножается на принятый для газойля вес в процентах, 0.5. Аналогично проводятся вычисления для остальных индикаторов, таких как низко сернистый мазут (LSFO) и далее г. для получения искомой цены Р. Сумма общих изменений в ценах индикаторов прибавляется "% к цене Ро на момент подписания контракта. » Детализация формулы цены на газ. 1. Частота пересчета цены. , В контракте должны быть определены промежутки времени, через которые производится перерасчет контрактной цены с использованием новых данных. В Великобритании перерасчет обычно осуществляется в течение первого месяца каждого контрактного года. Принятая частота пересмотра цены зависит от договоренности Продавца и Покупателя. Если отражала рыночные цены на конкурирующие энергоносители, то в идеале цену следует пересчитывать как можно чаще. Однако, если цена пересматривается ежеквартально или ежемесячно, то средняя цена за весь период исполнения контракта будет немного выше, чем если бы она была при ежегодном перерасчете. То есть предполагается, что цены на конкурирующие энергоносители, используемые при перерасчете цены, за время исполнения проекта чаще увеличиваются, чем снижаются. Базовый Период и Период Пересмотра а) Необходимо также точно определить, какими данными следует пользоваться при перерасчете цены. В приведенных выше формулах определяющие показатели, такие как GOo, PPIo и т.д. относятся к базовому периоду, непосредственно предшествующему периоду, определяющему Базовую Цену. b) Выбор Базового Периода тоже является предметом переговоров между Покупателем и Продавцом, однако данные по выбранному периоду должны быть опубликованы в печати. В противном случае у контрагентов не будет определенности в том, на какой цене они в действительности условились. c) Определяющие показатели, используемые при увеличении цены, GO, PPI и FO и т.д. относятся к так называемому «периоду пересмотра». В каждом контракте должен быть определен период, связанный с датой, на которую пересчитывается цена. Такая связь включает также и небольшой временной лаг, учитывающий сроки публикации цен. В Великобритании периодом пересмотра обычно являются данные за 12 месяцев (плюс 3 месяца на опубликование перед месяцем пересчета). В Европе часто используются данные за б месяцев плюс 1 месяц на опубликование. 97 d) Поскольку необходимо учитывать изменения в стоимости конкурирующих энергоносителей (индикаторов) во времени, то важно, чтобы период, используемый для пересчета цены в каждом году точно соответствовал периодам за предыдущие годы. ф Поэтому связь между периодом установления первоначальной базовой цена и базовым V периодом, должна быть идентичной связи между периодом, принятым для новой цены и периодом пересмотра. Составные элементы формулы ценообразования на газ. Существует большое количество индикаторов, которые могут быть использованы в формуле цены газа. Ниже рассматриваются некоторые из них, а также отмечаются их 4 преимущества и недостатки с позиций Покупателя и Продавца. Сырая нефть. Поскольку большинство производителей газа является нефтяными компаниями, то 4-т і ; обычно они принимают сырую нефть в качестве основного ценового индикатора. По мнению ч производителей, нефть можно более тесно увязать с издержками по разработке морских і месторождений, чем такой индикатор, как инфляция. С другой стороны, покупатели против использования сырой нефти в качестве ценового индикатора, поскольку они не оперируют с ней на рынке. Если традиционная зависимость между сырой нефтью и нефтепродуктами изменяется, то выполнение контрактов может стать для покупателей убыточным. Рынок нефтепродуктов Роттердама. f t Существуют два основных рынка нефтепродуктов. Продавцы газа часто 4 р предпочитают использовать цены роттердамского рынка для газойля и низкосернистого п- мазута, поскольку они являются хорошими индикаторами рыночной ценности газа, а также потому, что «роттердамские» цены являются нерегулируемыми. Позиции по этому вопросу у г, покупателей различных стран не одинаковы. Так в Великобритании покупатели газа ip традиционно не принимают «роттердамские» ценовые индикаторы, поскольку связь между V г ценами на нефтепродукты в Великобритании и на роттердамском рынке незначительна. ] Однако во многих европейских странах, особенно в Нидерландах и Бельгии цены на мазут и газойль более тесно связаны с роттердамским рынком. В результате у крупных
