CC BY
25
Обсуждается проект использования Ковыктинского месторождения для газификации Иркутской области. Показано, что при единой цене на газ для всех потребителей проект может быть невыгодным из-за наличия в регионе дешевых энергетических углей. Он становится эффективным при использовании механизмов ценовой диверсификации.
Ключевые слова: ценовая дискриминация, монополия, природный газ, Иркутская область
Эффективность ценовой дискриминации при решении проблем газификации
В.Г. АНТОНОВ, кандидат экономических наук, Москва, В.И. ЗОРКАЛЬЦЕВ, доктор технических наук, Иркутск E-mail: [email protected]
Введение: деньги надо считать
Одним из способов обеспечения эффективной деятельности регулируемых государством естественных монополий является введение ценовой диверсификации (которую часто называют ценовой дискриминацией)1: каждой категории потребителей назначается своя цена на продукцию естественной монополии, исходя из экономического эффекта, который получают данные потребители. Для потребителей, имеющих более высокий экономический эффект, устанавливается высокая цена.
Этот механизм решает сразу две задачи. Получение дополнительных доходов от высокой цены для одних потребителей позволяет снизить цену другим, в результате выигрывают все. Нереализуемые при одинаковой для всех цене проекты становятся эффективными. Расширяется объем поставок газа и снижаются затраты на единицу продукции.
Вторая задача - уменьшение сверхдохода от использования природного газа у отдельных категорий потребителей.
1 Айзенберг Н.И. Теоретические основы регулирования естественных монополий. Препринт. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН. - 2006. - 28 с.
ЭКО. - 2011. - №7
Как известно, излишняя доходность от уникальных природных и иных ресурсов обычно сопровождается негативными последствиями. При этом для систем газоснабжения возможность перепродаж ее продукции (природного газа) от потребителей, приобретающих газ по низким ценам, к покупающим газ по высоким ценам, технически затруднена, и стоит это дорого.
Рынок газа на юге Иркутской области
Разведанные запасы нефти и газа позволяют рассматривать Восточную Сибирь как один из перспективных регионов для создания нового центра добычи углеводородного сырья. В Иркутской области открыты крупные нефтегазовые месторождения - Ковыктинское (газ), Верхнечонское, Ярактинское, Ду-лисминское (нефть, газ). Общая оценка прогнозных извлекаемых ресурсов углеводородов только в пределах Иркутской области составляет: по нефти - 2 млрд т, по газу - 7,5 трлн м3.
Открытые и разведанные месторождения нефти и газа уже в ближайшее время могут быть введены в эксплуатацию. Промышленная добыча углеводородного сырья в перспективе может стать одной из базовых отраслей в Иркутской области. Эффективность разработки месторождений повышается за счет комплексного использования попутных компонентов: гелия, конденсата, других легких углеводородных компонентов, а также попутных высокоминерализованных рассолов.
Основной конкурент углеводородных ресурсов - уголь. Ресурсы ископаемых углей в области на 1 января 2000 г. составляли 46 млрд т, из которых балансовые запасы по категориям А+В+С1 - 8,2 млрд т, С2 - 6,2 млрд т. Большая часть учтенных запасов (96%) находится в Иркутском бассейне на юге области, здесь же на трех месторождениях - Черемхов-ском, Азейском, Мугунском - добывается основная масса каменного и бурого угля. (Кстати, на Мугунском месторождении до 1990-х годов добывали самый дешевый в мире (!) энергетический уголь.)
Особенности минерально-сырьевой базы и природного потенциала предопределили характер и структуру экономического развития Иркутской области. Начавшееся
в 1960-х годах индустриальное развитие сформировало два промышленных центра: один на северо-западе области (Ту-лун - Братск - Усть-Илимск - Тайшет), второй - на юге (Саянск - Иркутск). В связи с освоением углеводородных месторождений на северо-востоке области формируется третий промышленный центр (Железногорск, Усть-Кут, Киренск). У каждого из центров - разные перспективы газификации.
Южный промышленный центр отличается от двух других, в первую очередь, большими объемами потребления топливно-энергетических ресурсов. В нем расположены 7 из 11 ТЭЦ ОАО «Иркутскэнерго», которые расходуют 4,5 млн т у. т. в год. На юге области сосредоточены крупные промышленные предприятия химической отрасли, машиностроения, производители стройматериалов, а также сельскохозяйственные предприятия, потребляющие более 600 тыс. т у. т. мазута и около 500 тыс. т у. т. углеводородных газов. Вдоль Транссибирской магистрали достаточно компактно проживает около 60% населения области - более 1,5 млн чел. Поэтому он более привлекателен для газификации по сравнению с другими двумя центрами Иркутской области.
Для расчета доходов от проекта газификации требуется определить сегменты спроса, эффективные цены на газ в них, объем спроса в каждом сегменте и «базовый» объем потребления газа. В ходе анализа были установлены следующие сегменты, эффективные цены на газ в которых существенно отличаются друг от друга (таблица).
Эффективные цены для новых химических производств (минеральные удобрения и метанол) определены из расчета строительства завода мирового класса мощностью не менее 1 млн т в год с учетом поставок на рынки Восточной Азии, поскольку внутренний рынок не нуждается в таком объеме продукции.
Приведем основные предпосылки, которые были сделаны при расчете эффективных цен.
Дата исходных данных для расчета. Хотя доступны более поздние данные, расчеты выполнены на основании данных о ценах и затратах в 2007 г. для сохранения сопоставимости результатов расчета со сведениями о затратах на сооружение и эксплуатацию системы газоснабжения, которые взяты из ТЭО проекта строительства газопровода Ковыкта - Саянск - Иркутск. Для большей сопоставимости использованы
Сегменты потребления и эффективные цены на газ по сегментам рынка, руб./тыс. м3 (без НДС)
Сегмент Замещаемый энергоноситель Эффективная цена
Производство тепло- и электроэнергии
Существующие ТЭЦ Уголь 1 007
Новые ТЭЦ /ТЭС 1 231
Отопление
Угольные котельные мощностью:
менее 1 Гкал/ч Уголь 2 652
от 1 до 30 Гкал/ч 2 055
более 30 Гкал/ч 1 733
Мазутные котельные Мазут 6 467
Котельные, использующие сжиженный углеводородный газ (СУГ) СУГ 5 775
Котельные, работающие на электроэнергии (электробойлеры) Электроэнергия 2 837
Строительство собственного источника теплоснабжения - уход от централизованного теплоснабжения Тепло от ТЭЦ / котельной 1 663
Котельные, использующие прочие виды топлива Дрова 1 252
Обеспечение технологических процессов
Небольшие промышленные установки, использующие мазут Мазут 6 467
Нефтехимические производства 3 336
Промышленные установки, использующие уголь Уголь 1 960
Небольшие промышленные установки, использующие СУГ СУГ 5 775
Нефтехимические производства СУГ 2 410
Использование газа в качестве моторного топлива Бензин, дизельное топливо 3 630
Использование газа в качестве сырья для новых химических производств
Минеральные азотные удобрения Природный газ 1 480
Метанол 1 338
одинаковые предпосылки по увеличению затрат на оборудование и эксплуатацию, в том числе из-за инфляции.
Горизонт расчета. Первые продажи газа возможны, по мнению авторов, за пределами 2015 г. Цена газа - стартовая, затем она изменяется в соответствии с индексом, различным для разных сегментов потребителей. Горизонт расчетов для сегментов, где на газ переводятся существующие производства, составляет 15 лет с момента первой поставки. Для новых производств - 20 лет, что соответствует полезному сроку службы оборудования.
Цены альтернативных энергоносителей - прогнозные. Прогноз для разных энергоносителей производился по-разному:
• на электроэнергию, тепло от ТЭЦ и дрова - цены 2007 г. увеличивались в соответствии с прогнозным индексом;
• на нефтепродукты (мазут, сжиженные углеводородные газы, бензины) - цены, которые сложились бы на внутреннем рынке Иркутской области при цене нефти марки Brent в 60 дол. В Иркутской области, как и в России, отмечается зависимость внутренних цен на нефтепродукты от мировых цен на нефть. Поскольку прогнозы последних сильно различаются, для расчетов всего горизонта приняты цены на неизменном уровне;
• на уголь - цены 2007 г., индексируемые ежегодно на 4%, что обусловлено особенностями угольной отрасли в области. Иркутские угли из-за своих свойств вывозятся только в соседние регионы. При этом область обладает огромными запасами угля, который может добываться дешевым открытым способом, и месторождения расположены недалеко от железнодорожной инфраструктуры. Эти факторы позволяют крупным потребителям при желании начать собственную добычу угля. Данный аргумент сдерживает повышение цен в угледобыче монополистами.
Транспортные расходы. Для разных групп расходы на доставку до конечных потребителей отличаются. Например, для доставки угля к ТЭЦ имеются железнодорожные пути, а до мелких котельных - требуется еще и автомобильный транспорт. Из-за этого цена угля для крупного потребителя существенно выше, что отражается в эффективной цене газа. Тем самым обеспечивается корректный расчет эффективных цен - цен газа на границе предприятия, т.е. у потребителя.
Капитальные затраты на переоборудование существующих или строительство новых объектов энергетики, а также объем эксплуатационных затрат определены с помощью программного комплекса «Гранд-Смета», а для строительства новых предприятий - на основе недавних аналогов. Для новой ТЭС данные предоставлены компаниями «РУСАЛ», КЭС и ВР; для заводов по производству метанола и минеральных удобрений - CMAI и Integer; перевод автомобилей на газ и строительство соответствующих заправочных станций - ОАО «Томск-трансгаз». Поскольку это - будущие затраты, они также проиндексированы.
Для определения размера указанных сегментов рынка использованы статистические формы Росстата о расходе топлива в условном исчислении за 2006 г. по районам Иркутской области и видам экономической деятельности. Это позволило выявить объемы потребления топлив только в тех районах, по которым будет проходить трасса газопровода, а также по сегментам.
В связи с тем, что определить размеры некоторых сегментов на основании данных статистики невозможно, было проведено анкетирование предприятий, которое выявило, какие виды топлива используются ими в настоящее время, в каком
объеме и для каких целей. Это позволило вычислить потенциальные объемы потребления газа.
Важно отметить, что сегменты «котельные, работающие на электроэнергии (электробойлеры)» и «строительство собственного источника - уход от централизованного теплоснабжения» являются потребителями вторичных энергетических ресурсов: электроэнергии и тепла от других источников. При переходе на использование газа потребитель откажется от использования этих ресурсов, уменьшив тем самым перспективные объемы сбыта газа в других сегментах. Во избежание двойного учета сделано допущение, что потребление угля на ТЭЦ сократится. При замещении электроэнергии газом будет уменьшена ее выработка на ТЭЦ, так как это - более дорогая альтернатива производства электроэнергии, чем на ГЭС. В случае замещения тепла газом потребление угля также уменьшится. Следовательно, размер сегмента «ТЭЦ» сокращен на размер описанных сегментов.
Потенциальный объем потребления газа на рассматриваемом рынке - 8,44 млрд м3 в год. Однако его достижение нереалистично хотя бы потому, что перейти на газ должны все существующие потребители, а также будут реализованы некоторые крупные инвестиционные проекты.
Перевод на газ ТЭЦ представляется малоперспективным. Во-первых, эффективная цена на газ находится на низком уровне, даже по сравнению с ценами ОАО «Газпром»: менее 1039 руб./тыс. м3. В 2007 г. оптовые цены на газ, утвержденные Федеральной службой по тарифам, составили 779 руб./тыс. м3- для первой и 937 руб./тыс. м3- для второй ценовой зоны2. Эти ценовые зоны можно считать аналогами для случая регионального проекта газификации, так как в них находятся основные газовые промыслы и первые 500-800 км трубопроводов. Объявленные темпы повышения внутренних цен на газ равны 25, 28 и 27% в 2008, 2009 и 2010 гг. соответственно. Таким образом, к 2010 г. оптовая цена на газ в первой и второй ценовой зонах будет 1583-1904 руб./тыс. м3.
2 Газопровод Ковыкта - Саянск - Иркутск. (ТЭО) Проект. Том 11: Эффективность инвестиций. Открытое акционерное общество. Институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности «Гипровостокнефть». - Январь, 2006.
Необходимость такого повышения цен ОАО «Газпром» обосновывает тем, что продажи на внутреннем рынке убыточны: не обеспечиваются затраты на добычу и транспортировку газа по уже существующей системе.
Стоит отметить, что для ОАО «Газпром» устанавливаются оптовые цены на газораспределительных станциях, а не у потребителя. Потребитель сверх этой цены платит еще и тариф газораспределительной организации, который может составлять дополнительно 100-200 руб./тыс. м3 (предполагается, что газ доставлен «до забора» предприятия).
Во-вторых, перевод ТЭЦ на газ - капиталоемкий проект, который требует значительного переоборудования существующих электростанций. Чтобы ОАО «Иркутскэнерго» получило значительные выгоды от его реализации, необходимо предложить цену, ниже указанной эффективной цены. В свете возможного энергодефицита ОАО «Иркутскэнерго» было бы целесообразнее вложить средства в увеличение мощностей. Таким образом, маловероятно, что даже при самой низкой (из обсуждаемых) цене газа какая-либо из угольных ТЭЦ будет переведена на газ.
Существенную часть спроса предъявляют газохимические инвестиционные проекты: производство метанола и минеральных удобрений. Для их реализации важны близость к дешевым источникам сырья и рынкам сбыта. Объем внутреннего рынка для этих продуктов незначительный - около 100-150 тыс. т карбамида (азотного минерального удобрения) и менее 100 тыс. т метанола. Иркутская область находится вдали от морских портов, откуда возможен был бы доступ к мировым рынкам, а транспортировка железнодорожным транспортом значительно удорожает продукцию. Тем не менее при текущих мировых ценах на метанол и карбамид их производство в Иркутской области было бы весьма прибыльным.
Однако цены на эти продукты сильно колеблются. При их снижении производство может стать неконкурентоспособным и будет вынуждено закрыться. Этим и обусловлены низкие эффективные цены для этого сегмента. Но даже при таких ценах достаточно сложно найти инвестора, согласного рисковать. В связи с этим на реализацию газа в сегменте газохимических инвестиционных проектов можно рассчитывать
только на более поздних этапах, когда разовьется внутренний рынок, к чему есть предпосылки.
Таким образом, размер оставшейся части рынка составляет около 3,3 млрд м3 газа в год. Этот объем соответствует потреблению топлив в 2006 г. одной новой ТЭС мощностью 660 МВт. Стремительное развитие алюминиевой промышленности, а также реализация других крупных инвестиционных проектов, например нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан», не только потребует максимальной загрузки существующих мощностей ТЭЦ, но и их расширения либо строительства новых. При таком развитии событий строительство газовой станции может рассматриваться как реальная альтернатива угольной. Преимущества газовой станции: более высокий КПД, более низкие (в 1,5-1,7 раз) капитальные затраты, меньшие сроки строительства. Однако с учетом того, что новую угольную станцию можно расположить практически на месторождении угля и максимально сократить расходы на ресурсы, эффективная цена газа получается низкой.
Итак, потенциальный размер рынка газа на юге Иркутской области составляет 3,3 млрд м3 в год с эффективной ценой газа от 1007 до 6467 руб./тыс. м3.
Иллюстрация эффективности
После того как определены объемы и структура доходов проекта газификации южной части Иркутской области, можно проанализировать, достаточно ли этих доходов, чтобы фирма, осуществляющая проект, не понесла убытки в зависимости от методов ценового регулирования, применяемых к ней.
Прежде чем приступить к сравнению, отметим особенность проектов газификации: многие виды затрат одинаковы вне зависимости от предполагаемых объемов реализации газа. То есть, если имеется определенный маршрут газопровода, то затраты на проектно-изыскательские и строительно-монтажные работы, транспорт и управление проектом будут примерно одинаковыми как для трубопровода мощностью 1,5, так и 3 млрд м3 в год. Будет отличаться только диаметр труб, обеспечивающий необходимую пропускную способность. Однако затраты на трубопровод составляют менее 40% от общей
стоимости проекта. Кроме того, эксплуатационные затраты также будут по большей части фиксированными и одинаковыми для газопроводов, транспортирующих разные объемы в год. Поскольку длина газопровода остается прежней, потребуется примерно столько же ремонтно-эксплуатационных и противопожарных баз, единиц техники и т.п.
Таким образом, при условии, что большая часть затрат является фиксированной, а не переменной, будет очень значителен эффект экономии от масштаба. Поэтому строить протяженную газотранспортную систему, которая будет транспортировать менее 1,5 млрд м3 в год, нецелесообразно, так как для ее окупаемости потребуются весьма высокие цены на газ, по которым его реализовывать на рынке будет невозможно. В связи с этим дальнейший анализ мы проводим для объемов выпуска более 1,5 млрд м3.
Рассматриваются спрос на газ со стороны существующих предприятий, которые могут перейти на использование газа (2,2 млрд м3 газа в год), а также инвестиционные проекты (завод минеральных удобрений - 0,625 млрд м3 газа в год, завод по производству метанола - 0,94 млрд м3 и газовая электростанция - 1,0 млрд м3 газа в год), для которых должно выполняться несколько условий одновременно. Считаем, что реализация этих проектов маловероятна, поэтому в дальнейшем принимается, что будет осуществлен только один из проектов, что дает максимальный объем спроса на уровне 3,3 млрд м3 в год.
В зависимости от применяемого метода объем доходов фирмы будет находиться в интервале между доходами при линейном ценообразовании (одинаковый уровень цены) для всех потребителей и доходами при совершенной ценовой дискриминации. Минимальный доход будет при установлении линейной ставки, а максимальный - при совершенной ценовой дискриминации. Объем доходов при формировании структуры тарифов будет находиться между этими значениями, так как точно сымитировать структуру спроса разными ставками тарифа не получится.
При линейном ценообразовании для увеличения объемов реализации необходимо снижать цену газа для всех сегментов. При этом один «шаг» по кривой спроса приводит к увеличению объема и снижению цены реализации для всех сегментов рынка, что не обязательно означает увеличение объема доходов. Возможно, снижение доходов от предыдущих сегментов (из-за уменьшения цены) будет более существенным, чем приращение доходов от нового сегмента. При совершенной ценовой дискриминации объем доходов будет постоянно возрастать, так как для увеличения объема реализации не нужно снижать цены для остальных сегментов.
В соответствии с описанным подходом для каждой «ступени» на кривой спроса (начиная с объема 1,5 млрд м3) определен размер годового дохода (выручки) от реализации газа потребителям по эффективным ценам. Как можно видеть на рис. 1, доходы при ценовой дискриминации значительно превышают доходы при установлении единой для всех потребителей
5 ЭКО №7, 2011
7,7 7.8
t> -п
-С-С»
4,1 4,2
2,0
3,0
3,5
Объем реализации газа, млрд м3 в год Единая цена для всем потребителей —□— Ценовая дискриминация
Рис. 1. Объем доходов региональной газоснабжающей организации при разных подходах к ее ценовому регулированию, млрд руб.
цены: 1,5 и 3,6 млрд руб. в год. Дополнительный миллиард (или два) рублей доходов (при сохранении объема затрат) может существенно повысить привлекательность проектов газификации.
Однако будет ли достаточно этих доходов для покрытия всех расходов монополии и привлекательной нормы прибыли? Для анализа расходов фирмы взяты материалы ТЭО (проекта) строительства газопровода Ковыкта - Саянск - Иркутск, которые были доступны на общественных слушаниях по проекту газификации Иркутской области на базе Ковыктинско-го газоконденсатного месторождения, прошедших 17 февраля 2006 г. в Иркутске3. Этих данных оказалось достаточно для построения простой экономической модели, необходимой для анализа. На рис. 2 приведены результаты вычислений годовых расходов и доходов монополии на примере 2010 г.
Видно, что значительную часть затрат составляют покупка газа на месторождении у газодобывающего предприятия и возврат капитала. Для определения цены газа на месторождении были взяты текущие цены, по которым ОАО «Газпром» покупало газ у независимых производителей. Средняя цена4 составила около 560 руб. / тыс. м3. Она была увеличена в соответствии с прогнозными темпами инфляции, в результате в 2010 г. цена покупки газа на месторождении составила
3 Газопровод Ковыкта - Саянск - Иркутск. (ТЭО) Проект. Том 11.
4 Серов А. «Газпром» - риск оправдан. ООО Инвестиционная компания «Файненшл Бридж». URL: http:,/www.rcb.ru/rcb/2007-13/8525
1,6 1,7 2,0 2,1 2,1 2,8 3,1 3,2
Объем реализации газа, млрд м3 в год I I Ежегодные расходы —О— Доходы при единой цене —□— Доходы при дискриминации
Рис. 2. Сравнение объемов доходов и расходов региональной газовой монополии (на примере 2010 г.), млрд руб.
780 руб. / тыс. м3. Следует учитывать, что цена, по которой ОАО «Газпром» покупает газ у независимых производителей, несколько занижена из-за большей силы «Газпрома» на переговорах и его возможностей по ограничению доступа в ЕСГ. Тем не менее данный уровень цен наверняка приемлем для независимых производителей газа и не только покрывает все затраты, но и позволяет получить минимальную прибыль. Все сверхприбыли от высоких цен на энергоносители в этом случае получает ОАО «Газпром». Вторая по величине компонента затрат - возврат капитала инвестору - рассчитана, исходя из обеспечения инвестору нормы возврата на капитал 10%.
Результаты расчетов показывают, что при нынешней структуре затрат линейная ставка может покрыть затраты на покупку газа у его производителя, эксплуатационные расходы и налоги, но обеспечит только частичный возврат капитала, недостаточный для частного инвестора. Вместе с тем объем доходов при ценовой дискриминации превышает необходимый уровень затрат при объеме продаж более 1,6 млрд м3 в год, более того, можно обеспечить доходность, близкую к 15%. Поскольку соблюсти цены, которые могли бы быть при совершенной ценовой дискриминации, крайне сложно, а скорее всего невозможно, то доходы от продажи газа неизбежно будут ниже, чем на графике. Однако, как показал
анализ, для сохранения превышения доходов над расходами для сценариев с объемами реализации более 1,5 млрд м3 в год возможно снижение цены газа (и размеров доходов) на 10-20%. Такой диапазон позволяет с уверенностью полагать, что метод ценовой дискриминации со своей задачей справится.
Чтобы ответить на вопрос, позволит ли данный «запас прочности» сформировать такую структуру сложных тарифов, которая бы обеспечила необходимый объем доходов, сравним несколько структур сложных тарифов, наилучшим образом соответствующих структуре рынка.
Еще один способ реализации региональных проектов газификации - государственные субсидии. Их предоставление будет не увеличивать доходную часть проекта, а уменьшать расходную. Эффект субсидирования оценивается исходя из предположения, что строительство газопровода будет финансироваться за счет средств Инвестиционного фонда РФ, у которого требования к доходности на вложение капитала ниже, чем у частного инвестора, что будет уменьшать составляющую «возврат капитала» в общих затратах фирмы. В соответствии с «Экзогенными данными для расчета показателей эффективности инвестиционных проектов» Минэкономразвития России, требуемая доходность на вложение капитала «ежегодно устанавливается Минфином России по согласованию с Минэкономразвития России исходя из доходности средств Стабилизационного фонда Российской Федерации, рассчитанной Минфином России в установленном порядке».
Средства Стабилизационного фонда вкладываются в безрисковые финансовые активы на мировом финансовом рынке, доходность которых составляет 4-6% годовых. Для расчетов в статье использован показатель 5%. Такой уровень требуемой доходности снижает объем расходов (рис. 3). В результате большая часть рассматриваемых сценариев оказывается на грани окупаемости. В случае применения простой структуры тарифов, которая не потребует досконального знания спроса и будет способствовать увеличению доходов по сравнению с линейным ценообразованием, можно также быть уверенным в экономическом благополучии данной монополии. Однако субсидирование имеет множество недостатков, поэтому его следует использовать только в крайних случаях, если невозможны другие методы регулирования.
Объем реализации газа, млрд м3 в год
I I Ржегппныд расходы —О— Доходы при единой цене —□— Доходы при дискриминации
Рис. 3. Сравнение объемов доходов и расходов региональной газовой монополии при предоставлении государственной субсидии из инвестиционного фонда, млрд руб.
Таким образом, показано, что объем доходов от реализации газа на региональном рынке превосходит объем расходов на организацию и эксплуатацию региональной системы газоснабжения, т.е. осуществление проекта выгодно. Экономические расчеты на примере проекта газификации южной части Иркутской области свидетельствуют, что применение ценовой дискриминации может обеспечить весьма привлекательную доходность инвестиций, близкую к 15%.
Ценовая дискриминация позволяет извлекать у потребителя излишек, полученный от использования более эффективного природного ресурса, увеличивать объем продаж за счет снижения цен до уровня предельных издержек. Также у газоснабжающей организации имеются мощные стимулы по сокращению затрат и поиску новых рынков сбыта: компания будет привлекать новых потребителей, стараясь при этом затратить как можно меньше средств. Немаловажной является возможность выстраивать гибкие долгосрочные отношения на индивидуальных условиях с каждым крупным и средним потребителем газа. Кроме начальной цены газа, индивидуально могут согласовываться сроки поставок, формула изменения цены, объем и характер взаимных гарантий по компенсации
ущерба в случае невыполнения обязательств по поставке или отбору газа в согласованных объемах, динамика сезонных изменений газопотребления и т.д.
* * *
Ситуации, подобные рассмотренной, нередко возникают в энергетических проектах. Например, активно разрабатывавшийся в последнее время проект газификации города Братска на базе расположенного около этого города месторождения газа столкнулся как раз с проблемой, что для основного (по обьему используемого газа) потребителя (отопление и горячее водоснабжение города) этот проект оказался очень невыгоден - производство теплоэнергии на угле значительно дешевле. И подорожание коммунальных услуг не компенсируется в глазах жителей предстоящим улучшением экологической обстановки в городе. А иным потенциальным потребителям (металлургия, химия, автомобильный транспорт) проект невыгоден из-за недостаточно больших объемов потребления газа: одни и те же постоянные издержки приходится относить к меньшим обьемам его потребления. Проект заморожен, газ из пробуренной геологами трубы продолжает отапливать атмосферу... Представляется, что введение механизмов ценовой диверсификации могло бы доставить удовлетворение всем участникам этого несостоявшегося проекта.
Аналогичные проблемы имеют место и в других регионах Сибири и на Дальнем Востоке (в проектах газификации Хабаровского края и Приморья, и не только при газификации). Механизмы ценовой диверсификации могут быть хорошим средством обеспечения эффективности комплексных энергетических проектов с большим удельным весом постоянных затрат и широким разнообразием относительных эффектов от проекта у отдельных категорий потребителей.
