• Тариф на транспортировку газа
• Участие независимых производителей в развитии системы магистральной транспортировки газа
• Использование нефтяного попутного газа
• Возможность ОАО «Газпром» реализовывать часть газа по свободным ценам
• Ликвидация перекрестного субсидирования
• Развитие программ газификации
• Ресурсная база

Для реализации поставленных Председателем Правительства Российской Федерации вопросов Минэкономразвития России совместно с ОАО «Газпром» был разработан План мероприятий.
В ходе работы над Планом был согласован ряд основных вопросов, требующих дополнительной проработки.
Повышения эффективности газовой отрасли и обеспечение надежности поставок газа требует создания рыночных отношений в газовой отрасли, стимулирования развития «независимой» газодобычи и достижения условий межтопливной конкуренции газа с альтернативными видами топлива. Одним из способов реализации указанных целей является развитие рыночных механизмов в газовой отрасли путем создания полноценного рынка газа и связанных с данным процессом поэтапном приведении регулируемых цен на газ к уровню, устанавливаемому рыночными механизмами. Структурные изменения — формирование институциональных и структурных основ для перехода к единому для всех производителей газа тарифу на транспортировку, является необходимой мерой для формирования рынка газа в России.
От сроков и темпов реализации указанных мер зависит изменение темпов роста внутреннего спроса за счет включения механизмов газо- и энергосбережения, инвестиций в обновление основных производственных фондов и, как следствие, уточнение объемов потребления газа, необходимых для полного обеспечения в газе российских потребителей в средне- и долгосрочной перспективе.
Основной задачей в газовой отрасли становится создание равных условий деятельности всех производителей газа. Решение указанной задачи позволит обеспечить покрытие потребностей внутреннего рынка и обязательств по экспорту в условиях падающей добычи сеноманского газа ОАО «Газпром», модернизацию и развитие газотранспортной инфраструктуры, требующей значительных инвестиций в расшивку «узких» мест и подключения новых месторождений. Это требует выработки и реализации мер, направленных на проведение необходимых структурных и организационных преобразований в газовой отрасли, привлечении независимых производителей газа к развитию системы магистрального транспорта и разработку и принятие нормативно-правового обеспечения работы рынка газа с равными условиями для всех участников рынка.
В рамках рассмотрения указанного комплекса задач Минэкономразвития России согласовало с ОАО «Газпром» ряд тактических вопросов:

1. расчет предполагаемого уровня тарифа на транспортировку при условии создания одной газотранспортной компании в варианте аренды основных средств и в варианте наделения имущественным комплексом;
2. участие независимых производителей газа в развитии системы магистрального транспорта газа;
3. использование нефтяного попутного газа.

Тариф на транспортировку газа

Минэкономразвития России совместно с ОАО «Газпром» провело предварительную оценку ожидаемого тарифа на транспортировку в случае создания единой газотранспортной компании (далее ГТК). Существенным условием для проведения объективного расчета является наличие методологической базы. В соответствии с действующим законодательством разработку методических указаний по расчету цен (тарифов) в регулируемых видах деятельности осуществляет ФЭК России по согласованию с Минэкономразвития России. До настоящего времени соответствующие подходы к методике расчета тарифа на транспортировку газа по ЕСГ не разработаны, методические указания не утверждены. В этой связи на этапе расчета единого тарифа на транспортировку методология счета, применяемая ОАО «Газпром» и Минэкономразвития России, различалась по ряду основных статей: разнесению сальдо операционной и внереализационной деятельности головной компании, учет в тарифе сумм выплат по долгосрочным кредитам и процентам по ним, а также размеру и принципам формирования дивидендов. Кроме того, выполненные ОАО «Газпром» расчеты базировались на эксплуатации ГТК основных фондов на условиях аренды, в то время как расчеты Минэкономразвития России основывались на наделении ГТК имущественным комплексом. Базой расчета выступал 2004 год, а основными сценарными условиями являлись принятые изменения в части налогообложения добычи газа.
Анализируя методику расчета тарифа на транспортировку, предложенную ОАО «Газпром» (аренда основных средств), можно сделать следующие выводы:

• наделение ГТК основными фондами или передача их в аренду не влияют на размер тарифа на транспортировку;
• ОАО «Газпром» передает в тариф на транспортировку дополнительно порядка 270 млрд. руб. финансируемых самим обществом расходов, а его затраты с учетом введения тарифа на транспортировку по всему, принадлежащему ОАО «Газпром» газу, увеличиваются лишь на 170 млрд. руб.;
• порядок финансирования капитальных вложений сохраняется практически неизменным — преимущественно за счет средств амортизации ОАО «Газпром»;
• предусматривается погашение части кредиторской задолженности по долгосрочным кредитам;
• предусматриваются дивиденды из расчета 33,2 млрд. руб., что в 3,3 раза больше размера выплаченных дивидендов по 2002 году (9,5 млрд. руб.);
• финансирование программы капитальных вложений, а также погашение долгосрочных кредитов полностью осуществляется за счет получаемой ГТК тарифной выручки (без внешних заимствований).

Таким образом, рассчитанный тариф за транспортировку газа по ЕСГ в варианте ОАО «Газпром» в условиях 2004 года должен составить 32,91 руб./тыс.куб.м на 100 км., что в 2 раза выше действующего тарифа для независимых производителей газа (16,56 руб./тыс.куб.м на 100 км.).
С учетом товаротранспортной работы при поставках газа на экспорт и для российских потребителей, а также учитывая среднюю ожидаемую цену приобретения газа ОАО «Газпром» у добывающих дочерних обществ в соответствии с внутритрансфертным ценообразованием в размере 246 руб. за тыс.куб.м, средняя оптовая цена реализации газа, реализуемого ОАО «Газпром», составила бы в 2004 году:

• в расчетах ОАО «Газпром» — 37-38 долл. за тыс.куб.м для внутреннего рынка и порядка 41-42 долл. за тыс.куб.м — на экспорт;
• в расчетах Минэкономразвития России — 32-33 долл. за тыс.куб.м для внутреннего рынка и порядка 35-36 долл. за тыс.куб.м — на экспорт.

При проведении указанных расчетов стороны исходили из условия, что тариф на транспортировку должен являться самодостаточной и экономически обоснованной (покрывать все затраты по виду деятельности) величиной.
Необходимо отметить, что отнесение ОАО «Газпром» ряда расходов на тариф по транспортировке газа в условиях аренды основных средств является спорным и подлежит дополнительному обсуждению, а представленные итоговые расчеты могут рассматриваться как максимальные. Разработка методических указаний по порядку отнесение затрат на тариф на транспортировку газа должно существенно оптимизировать расчетную модель указанного тарифа.
Полученный расчетный уровень цен в части транспортировки газа для внутреннего рынка на 2004 год превысит в обеих вариантах ожидаемый уровень регулируемой оптовой цены на газ в 2004 году в 27 долл. США за тыс. м3. В этой связи необходимо отразить ряд положительных и отрицательных последствий этого результата.
Положительным является тот факт, что сформированный за счет тарифа на транспортировку уровень оптовых цен исключает дальнейшие претензии со стороны европейского сообщества о наличии перекрестного субсидирования в российской экономике. Совершенствование методологии в части формирования тарифа на транспортировку позволит в дальнейшем существенно повысить уровень эффективности ГТК как в части формирования затрат, так и в части ответственности за принятие инвестиционных решений.
Отрицательным моментом является превышение расчетного уровня внутренних цен над установленным темпом роста на 2004 год, что может рассматриваться как невыполнимое условие для дальнейших преобразований в отрасли. Возможность установления тарифа на транспортировку на коротком, ограниченном по времени, периоде для экспорта газа выше тарифа внутреннего рынка позволит значительно приблизится к поставленной задаче достижения полной эффективности деятельности ГТК, при сохранении единого экспортера российского газа в лице ОАО «Газпром».

Участие независимых производителей в развитии системы магистральной транспортировки газа

Прогнозируемые в Основных положениях Энергетической стратегии России на период до 2020 года объемы добычи газа газодобывающими организациями ОАО «Газпром» и независимыми производителями, могут быть обеспечены транспортными возможностями газотранспортной системы только при условии полного финансирования планируемых объемов реконструкции и строительства новых мощностей, а также совершенствования системы управления ЦПДУ, в результате которых должно быть достигнуто:

• обеспечение планируемых объемов транспортировки газа с учетом ввода новых месторождений, обеспечения экспорта и импорта газа;
• повышение эффективности транспорта газа и надежности эксплуатации газотранспортной системы;
• обеспечение промышленной и экологической безопасности объектов транспорта газа.

Для поддержания работоспособности газотранспортной системы в ОАО «Газпром» разработана комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на период до 2006 года. Эта программа охватывает все технологические комплексы газотранспортной системы: линейную часть, компрессорные станции, системы энерго- водоснабжения, электрохимической защиты газопроводов, автоматические системы управления и телемеханики, и технологической связи. При разработке программы использовался системный подход, согласно которому каждый реконструируемый технологический объект рассматривался в режимно-технологической связи с другими объектами Единой системы газоснабжения.
В целом реализация указанной программы оценивается в 237 млрд. руб. Реконструкция линейной части газопроводов предполагает выполнение работ по двум направлениям: первое — это ликвидация «узких мест» для обеспечения перспективных потоков газа и снижения энергозатрат на транспорт; второе — обеспечение надежности и промышленной безопасности газопроводов. Объемы реконструкции линейной части составляют 5 тыс. км и включают замену труб, выносы из охранных зон, реконструкцию межсистемных и внутрисистемных перемычек и лупингов. Реконструкция компрессорных станций предусматривает замену 356 и модернизацию 450 газоперекачивающих агрегатов.
По всем направлениям реконструкции объектов транспорта газа будут применяться прогрессивные технические решения, такие как укрупнении единичной мощности газоперекачивающих агрегатов, переукладка труб с повышением рабочего давления и диаметра, замена нескольких параллельных труб на одну большего диаметра, выборочная замена труб по результатам диагностических обследований линейной части, реконструкция переходов через автомобильные и железные дороги методом горизонтального бурения и другие.
Технологический эффект реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа выражается в повышении производительности газотранспортной системы на 35 млрд. м3 в год и снижении энергозатрат в этом виде деятельности в объеме 5 млрд. м3 в год.
Вопросы реконструкции объектов транспорта газа и нового строительства следует решать в комплексе. Для этого ОАО «Газпром» будет разработана генеральная схема развития газотранспортной системы ЕСГ на период до 2010 года. При разработке этой генеральной схемы будут учтены потребности независимых организаций — производителей газа в транспортных мощностях на перспективу и определены формы их участия в создании и развитии транспортных сетей. Это позволит повысить эффективность функционирования и развития ЕСГ и обеспечить подачу газа потребителям.
Годовые поставки газа независимыми организациями в газотранспортные системы ОАО «Газпром» должны предусматриваться в объемах, обеспечивающих эффективность использования вновь создаваемых мощностей на долгосрочный период их эксплуатации. Немаловажную роль в этом процессе должен сыграть единый тариф на транспортировку газа, формирующийся как отдельный вид регулируемой деятельности, очищенный от всех не связанных с процессом транспортировки расходов и затрат. В этой связи введение единого для всех участников рынка тарифа на услуги по транспортировке газа по магистральным трубопроводам позволит обеспечить самофинансирование транспорта газа, оплата тарифов независимыми производителями будет осуществляться на тех же условиях, что и ОАО «Газпром».
При необходимости расширения и реконструкции газотранспортной системы для транспортировки объемов газа, добываемого независимыми производителями, целесообразно провести анализ имевших место отказов ОАО «Газпром» в доступе в газотранспортную систему газа независимых производителей, мотивированных нехваткой свободных мощностей системы. При этом независимые производители газа должны получить безусловное право доступа в систему при условии привлечения ими финансирования для реализации проектов по ликвидации «узких мест» в газотранспортной системе в виде заемных ресурсов. Условиями привлечения такого финансирования должны быть:

• привлечение инвестиций на принципах заемного финансирования в качестве составной части проектов независимых производителей газа по разработке собственных газовых месторождений;
• получение гарантий доступа в систему при условии реализации проектов ее расширения/развития и привлечении необходимых кредитов;
• отказ от права собственности на вновь сооружаемые фонды ЕСГ.

Использование нефтяного попутного газа

Проблема неполной утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) по-прежнему остается актуальной. Так в 2001 году из 37,4 млрд.куб.м извлеченного нефтяными компаниями попутного газа, 7,7 млрд.куб.м (20,6%) газа было сожжено в факелах. В 2002 году из 43,7 млрд.куб.м извлеченного попутного газа, 32,6 млрд.куб.м было использовано в народном хозяйстве, из них переработано 12,4 млрд.куб.м, сожжено в факелах 11,2 млрд.куб.м. В 2002 году процент сожженного попутного газа от всего извлеченного объема увеличился и составил 25,6%. За период с января по май 2003 года из 15,3 млрд.куб.м извлеченного попутного газа сожжено в факелах около 3 млрд.куб.м. Решение данного вопроса обусловлено экономическим и инвестиционным аспектами.
В соответствии с Энергетической стратегией Российской Федерации до 2020 года (далее ЭС) при внешних и внутренних условиях, формирующих умеренный вариант социально-экономического развития страны, добыча нефти возрастет с 380 млн. т. в 2002 г. до 450 млн. т. в 2020 г (рост на 18,4%). Одновременно с увеличением объемов добычи нефти, также возрастают и ресурсы нефтяного попутного газа. В состав попутного газа входит значительное количество ценных компонентов (метан, этан, пропан, бутан и редкие газы). Продуктами переработки являются сухой отбензиненный газ, газовый бензин и углеводородные фракции, представляющие собой технически чистые углеводороды или их смеси. Целевой задачей нефтедобывающей отрасли в соответствии с ЭС также является обеспечение сырьем (бензином для химии, сжиженными нефтяными газами, ароматическими углеводородами, мономерами, сырьем для сажи и др.) нефтехимической промышленности, стоимость продукции которой с учетом вторичного передела на порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки.
Одновременно ожидается рост потребности химической и нефтехимической промышленности в углеводородном сырье. Даже с учетом широкого внедрения ресурсосберегающих технологий уже к 2010г. потребности возрастут 2,0-2,5 раза против уровня 2002 г. По данным АК «Сибур», текущий коэффициент утилизации в Западной Сибири, не превышает 80%, в то время как условия лицензионных соглашений требуют 95%. Фактическая загрузка газоперерабатывающих заводов Западной Сибири нефтяным газом находится в диапазоне от 15,4% до 87,9%, а средний уровень использования мощностей составляет 45,3%. Возможная дозагрузка мощностей действующих газоперерабатывающих предприятий может быть осуществлена за счет подачи дополнительных объемов нефтяного газа с разрабатываемых нефтяных месторождений, газа из газоконденсатных залежей, имеющихся на балансе у нефтегазодобывающих компаний. В то же время простой мощностей вынуждает газоперерабатывающие заводы снижать цену покупки ПНГ. Увеличение поставок потребует от нефтяных компаний дополнительных инвестиций в создание объектов сбора, промысловой подготовки и транспортировки ПНГ, что в сложившихся условиях ценообразования является экономически неэффективным.
В мае этого года в рамках обсуждения указанного вопроса ОАО «Газпром» вышло с предложением принять ПНГ в объеме 5 млрд. м3 от нефтяных компаний с указанием возможных мест подключения к Единой системе газоснабжения. В рамках дополнительной проработки вопроса принятия ПНГ, ОАО «Газпром» сообщило о готовности принятия указанного газа после проведения соответствующей очистки в соответствии с требованиями ОСТ51.40-93, поскольку подача в магистральные газопроводы неочищенного попутного газа вызовет серьезные технические последствия в работе газопроводов. Таким образом, вопрос утилизации попутного нефтяного газа и его поставка в ЕСГ продолжает зависеть от двух факторов: ограниченного доступа в трубу и экономической эффективности инвестиционных решений нефтяных компаний, направленных на реализацию коммерческих проектов.
Концепция развития рынка сжиженного газа для бытовых нужд, которая была одобрена распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 июля 2003 г. №908-р предлагает стимулирование как экономическими, так и административными методами использование попутного нефтяного газа. Поскольку в качестве основного сырья для производства сжиженного газа используются попутные нефтяные газы, то увеличение производства сжиженного газа существенным образом зависит от эффективности использования сырьевой базы. Для чего уже на первом этапе, до проведения либерализации оптовых цен на сжиженный газ, предполагается отменить государственное регулирование цен на нефтяной попутный газ, а также разработать и принять систему четких обязательств недропользователей по утилизации газов, полученных при добыче углеводородов, в том числе в обязательном порядке предусматривать во вновь выдаваемых лицензиях на разработку месторождений обязательства по использованию этих газов.
По мнению Минэкономразвития России, необходимо обеспечить постоянный мониторинг за исполнением требований, предъявляемых лицензионными соглашениями. В этой связи вопросы технико-экономических обоснований утилизации попутного газа и установления санкций за их невыполнение должны решаться в рамках лицензионного соглашения по конкретным месторождениям с учетом экономической целесообразности их разработки. Введение дифференцированного тарифа на транспортировку газа для ПНГ видится нецелесообразным, поскольку основные технико-экономические условия разработки месторождений учитывают особенности процесса нефтедобычи.
Минэкономразвития Российской Федерации поддерживает инициативу Минэнерго России о создании соответствующей межведомственной комиссии, в рамках которой предполагается решить вопросы выполнения нефтяными компаниями своих обязательств по лицензионным соглашением, разработки условий лицензионных соглашений с учетом особенностей месторождения, а также рассмотрение причин неэффективного использования ПНГ.

Проблему низкой эффективности использования газа потребителями ОАО «Газпром» видит в первую очередь в низких ценах на газ на внутреннем рынке. В результате общий спрос на газ потребителями Российской Федерации остается неудовлетворенным. Отсюда вытекают требования как потребителей, так и ряда министерств о введении обязательного баланса газа по России, установления принципов распределения газа между потребителями, формирования норм потребления и порядка образования сверхлимитного газа. Основной целью государственного регулирования многие участники газового рынка считают определение этапов повышения цен на газ темпами, превышающими уровень инфляции, и переход от регулирования оптовых цен на газ на установление тарифа на транспортировку. В рамках рассмотрения данного блока вопросов были согласованы следующие направления работы:

• возможность ОАО «Газпром» реализовывать часть газа по свободным ценам;
• ликвидация перекрестного субсидирования;
• развитие программ газификации.

Возможность ОАО «Газпром» реализовывать часть газа по свободным ценам

По мнению Минэкономразвития России, до принятия решения о необходимости участия ОАО «Газпром» на свободном секторе рынка газа необходимо определить:

• основные цели, достигаемые в процессе такого участия ОАО «Газпром»;
• источники формирования ресурсов газа у ОАО «Газпром»;
• механизмы реализации газа по свободным ценам всех участников рынка;
• систему взаимоотношений ОАО «Газпром», независимых производителей газа и потребителей на этом секторе рынка.

Реализация газа ОАО «Газпром» по свободным ценам должна отвечать цели формирования институциональных основ рыночных отношений в газовой отрасли, получения достоверных рыночных сигналов, упрощения доступа независимых производителей газа к газотранспортной инфраструктуре и к конечным потребителям, а также создания стимулов для развития добычи газа независимыми производителями.
Из предложений ОАО «Газпром», а также Российского газового общества (далее РГО) не ясно, за счет каких источников должен формироваться объем газа для реализации ОАО «Газпром» по свободным ценам. Исходя из сложившейся в настоящий момент практики взаимоотношений ОАО «Газпром» и российских потребителей источниками формирования ресурсов газа общества для указанных целей могут выступать (кроме импортного и газа, закупаемого у независимых производителей):

1. газ, образованный в процессе его невыборки потребителями в рамках суточной нормы, объемы которого составляют порядка 4 млрд. м3;
2. газ, образованный путем пропорционального сокращения годовых норм потребления для всех потребителей Российской Федерации, кроме населения и коммунально-бытовой сферы;
3. газ, дополнительно добытый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами.

В целях обеспечения гарантированного снабжения российских потребителей газом по Единой системе газоснабжения, в первую очередь, в зимний период ОАО «Газпром» осуществляет создание технологического резерва в размере до 2% от всего поставляемого в Российской Федерации газа. Кроме того, порядка 8-9 млрд. м3 газа выбирается потребителями без согласия поставщика (несанкционированный отбор), при этом в соответствии с п.17 Правил поставки газа, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 5 февраля 1998 г. № 162, предусмотрено применение повышенных коэффициентов — 1,1 в летний период и 1,5 — в зимний.
Возможности ОАО «Газпром» и его дочерних обществ существенно увеличить объемы добычи, по сравнению с заложенными в действующем плановом балансе газа, серьезно ограничены и не превысят 1 млрд. м3 газа в 2004 году. Поэтому рассматривать в качестве источника указанный объем газа, составляющий менее 1% всего реализуемого обществом газа, нецелесообразно.
В рамках представленного в Правительство Российской Федерации доклада о ситуации с образованием сверхлимитного газа Минэкономразвития России подчеркивало, что использование понятия формирования сверхлимитного газа не корректно.
По мнению Минэкономразвития России, понятие «газа, образованного в результате его невыборки потребителями» является следствием дисбалансов в существующей системе формирования плановых лимитов на поставку газа потребителям. Невыборка газа в значительной мере образуется в процессе равномерного деления месячных лимитов потребления на число дней месяца, практически без учета специфики недельного графика нагрузок (рабочие дни и выходные). При этом выполнение лимитов оценивается раздельно по каждым суткам. В результате промышленные потребители (в основном- электроэнергетика) стабильно «не выбирает» лимиты в выходные дни, «перебирая» их в рабочие.
Образованные таким образом свободные объемы газа не могут в дальнейшем быть использованы теми потребителями, которые допустили невыборку газа. В результате при действующем уровне цен спрос на газ потребителями превышает его предложение, а образовавшиеся свободные объемы газа не являются по своей сути газом, не востребованным потребителем.
Действующая нерегламентированная процедура распределения годовых объемов газа на нормы потребления, а также распределения образовавшихся свободных объемов газа в Российской Федерации, реализуемая ОАО «Газпром», непрозрачна, не учитывает эффективность использования газа потребителями, критерии распределения газа не установлены. При этом открытым остается вопрос и с подключением новых потребителей. В этой связи предложение использовать для этих целей вариант формирования объемов газа путем пропорционального ограничения объемов потребления газа по регулируемым ценам всех потребителей кроме населения и ЖКХ вызывает сомнение в силу невозможности объективно определить устанавливаемый годовой объем потребления для групп потребителей.
Минэкономразвития России поддерживает необходимость организации конкурентного рынка газа как одного из условий создания соответствующей мотивации ОАО «Газпром» в развитии «независимой» газодобычи и постепенного формирования у потребителей соответствующих энерго- и газосберегающих стимулов путем постепенного сокращения объемов потребления промышленным сектором газа по регулируемым ценам. Однако для реализации данного порядка продажи газа по свободным ценам необходимо сделать процедуру распределения газа ОАО «Газпром» прозрачной и доступной потребителям.
Параллельно с проведением вышеуказанных процедур необходимо приступить к разработке правил реализации газа на открытых торгах по свободным ценам, уделив особое внимание необходимости создания конкурентной среды в свободном секторе. Такую же позицию разделяет и ФЭК России.
Также следует рассмотреть роль независимых производителей газа в этом процессе. Позиция независимых производителей, высказывающихся за реализацию газа ОАО «Газпром» по свободным ценам, мотивирована, на наш взгляд, тем, что в летний период возможности независимых производителей реализовать собственный газ с одной стороны, резко возрастают в силу падения потребления и высвобождения мощностей в ЕСГ, с другой стороны, ограничены не только падением спроса, но и возможностью потребителей осуществить перерасход газа ОАО «Газпром» с уплатой повышенного коэффициента 1,1, что существенно ниже цен на газ независимых производителей. Иная ситуация возникает в зимний период, когда основные маршруты транспортировки ЕСГ по данным ОАО «Газпром» загружены на полную мощность и единственная возможность потребителя — это перебрать газ ОАО «Газпром» с уплатой коэффициента 1,5. Это подтверждают и приводимые данные РГО об объемах газа, реализуемого независимыми производителями через ЕСГ.
Таким образом, Минэкономразвития России считает преждевременным предоставить возможность ОАО «Газпром» реализовать часть газа по свободным ценам без реализации вышеназванных условий (принятия правил, определении источников объемов газа, формализации порядка распределения газа) и подготовки изменений в действующую нормативно-правовую базу.

Ликвидация перекрестного субсидирования

В настоящий момент реализация газа населению не облагается акцизом. Конечная цена газа формируется за счет устанавливаемой ФЭК России оптовой цены на газ для населения, увеличенной на тариф на транспортировку по газораспределительным организациям (далее — ГРО) и снабженческо-сбытовую надбавку, утверждаемые опять же ФЭК России. За счет разницы в оптовых ценах на газ возникает перекрестное субсидирование населения за счет остальных потребителей, масштабы которого хоть и не столь велики, тем не менее оказывают влияние на финансовое положение независимых поставщиков газа. На следующем этапе при розничной реализации газа непосредственно населению уровень перекрестного субсидирования увеличивается, поскольку в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 7 марта 1995 г. № 239 розничные цены на газ регулируются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации, которые зачастую не синхронизируют розничное регулирование с установлением оптовых цен на газ для населения, либо манипулируют установлением региональных норм расхода газа на нужды граждан в целях отнесения части расходов на убытки газораспределительных организаций. Практически полное отсутствие дифференциации тарифа на транспортировку по ГРО для промышленных потребителей по высокому и среднему давлению и населения по низкому давлению создает еще один уровень перекрестного субсидирования населения.
Также следует отметить, что в целом в России сложилось еще несколько уровней перекрестного субсидирования:

• внутритрансфертное ценообразование внутри ОАО «Газпром» на протяжении многих лет способствовало перекрестному субсидированию менее рентабельных обществ по добыче и транспортировке за счет более эффективных;
• разница в уровне цен на газ при реализации на экспорт и на внутренний рынок;
• субсидирование ближайшими к месту добычи газа потребителями потребления газа потребителей западной и южной частей России.

Указанные уровни перекрестного субсидирования не имеют прямой связи с уровнем цен на газ для населения, однако являются определяющими при формировании оптовой цены на газ. Для анализа их влияния на принципы ценообразования требуется дополнительная проработка ряда вопросов. В этой связи рассматривались принципы возникновения перекрестного субсидирования при оптовой и розничной реализации газа населению и промышленным потребителям.
С введением поправок в Налоговый кодекс в отношении изменения налогообложения в газовой отрасли (отмена акциза и переход на специфическую ставку НДПИ) оптовая цена газа для населения должна вырасти в 2004 году до 10% без учета индексации цен на газ на 20%, в то время как для прочих потребителей отмена акциза приведет к некоторому снижению цены.
Рассматривая данные уровни перекрестного субсидирования цены на газ для населения определить уровень, на котором в первую очередь будет происходить постепенная ликвидация перекрестного субсидирования, представляется на настоящем этапе проблематичным по ряду проблем, перечисленных ниже.
По мнению Минэкономразвития России и ФЭК России, ликвидация субсидирования населения на уровне тарифа на транспортировку по сетям ГРО позволит на переходном этапе (до 2010 года) вывести розничную цену на газ для населения на уровень регулируемой оптовой цены газа для ОАО «Газпром» для промышленных потребителей.
Следует отметить, что проблема субсидирования населения за счет цен на газ как фактор социальной поддержки актуальна только при использовании газа на цели отопления граждан, проживающих в индивидуальном жилом фонде. Расход газа на цели пищеприготовления и горячего водоснабжения минимален и не связан со значительными расходами граждан даже при высоких ценах на газ.
Анализ основных финансовых показателей 380 ГРО в различных регионах Российской Федерации представлен в следующей таблице.

Стоимость основных средств по состоянию на 2001 год составляет 29 913 млрд. руб. и практически соответствует объему выручки. В то же время необходимо отметить, что значительное число сетей либо находится в муниципальной собственности, либо право собственности не определено (бесхозные), либо относятся к собственности потребителей. Сети, не входящие в состав имущественного комплекса ГРО, обслуживаются этими организациями в лучшем случае на правах аренды, а зачастую без соответствующих правоотношений. Таким образом, реальные протяженность и стоимость основных фондов газораспределительных сетей высокого, среднего и низкого давления значительно выше, а отраженные в тарифах затраты не соответствуют объему эксплуатируемых основных фондов.
ГРО, по сути своей деятельности, является единственным агентом по поставкам газа коммунально-бытовой сфере и населению по сетям низкого давления, осуществляя важную социальную функцию. Также это единственный агент по поставкам газа потребителям по сетям среднего и низкого давления (структура поставок по сетям низкого и среднего давления представлена в таблице № 2).
Остальной объем реализуется непосредственно с газопроводов-отводов от магистрального трубопровода высокого давления. Обусловлено это технологическими особенностями ряда производств, связанных с необходимостью использования в собственном технологическом цикле газа высокого давления (потребляющие отрасли газа высокого давления представлены в таблице №3).

ТАБЛИЦА №2 (данные на 2001г.)

ТАБЛИЦА №3 (данные на 2001г.)

Протяженность сетей ГРО составляет порядка 516 тыс. км., что в 3 раза больше протяженности магистральные сети.
На сегодняшний день доля распределительных газопроводов, отработавших более 20 лет, составляет 14%. Общий износ инфраструктуры ГРО превышает 70%. Учитывая огромное значение ГРО как основного поставщика газа до потребителей объективно встает вопрос о необходимости обращения более пристального внимания на эту важную инфраструктурную составляющую процесса реализации газа конечным потребителям.
Как показывает предварительный анализ финансово-хозяйственной деятельности ГРО объемы потребления газа по сетям низкого давления практически соответствуют объему транспортируемого газа по сетям высокого давления, в то время как основное бремя расходов по содержанию сетей перекладывается на потребителей газа высокого давления.
Подобная ситуация создает:

• дополнительную нагрузку на прочих, в первую очередь, промышленных потребителей, учитывая перекрестное субсидирование оптовых цен на газ;
• дополнительные риски, связанные с попыткой в будущем потребителей газа высокого давления обойти сети ГРО, тем самым многократно увеличив нагрузку на социально чувствительные группы потребителей.

К первоочередным мерам государственного регулирования необходимо отнести разработку новых принципов ценообразования на газ:

• оптимизация состава ценовых зон и дифференциация цен между ними;
• дифференциация оптовых цен на газ и стоимость его транспортировки от мест добычи до этих зон;
• ликвидация перекрестного субсидирования;
• обеспечение рентабельности вложенного капитала для новых объектов транспортной инфраструктуры.

В условиях высокой социальной значимости газовой отрасли как для экономики страны, так и для населения, меры государственной поддержки будут направлены на защиту малоимущих слоев населения, а также на обеспечения гарантий бесперебойного газоснабжения. Среди таких мер можно назвать развитие системы адресных субсидий, введение системы гарантирующего поставщика, объемы газа которого будут формироваться за счет пропорциональной нагрузки всех участников рынка газа социальными обязательствами. Механизмы функционирования, форма и статус гарантирующего поставщика требуют дальнейшей проработки.
В этой связи, Минэкономразвития России считает целесообразным, в первую очередь обратить внимание на решение проблемы перекрестного субсидирования как в услугах по транспортировке газа по сетям ГРО, так и в оптовых ценах на газ.
Одной из проблем, которой не уделяется достаточного внимания, является уровень технической и технологической безопасности эксплуатации объектов газовой инфраструктуры, в первую очередь, проходящей через крупные промышленные города и центры. Износ основных фондов ГРО показывает, что риски возникновения техногенных катастроф существенно возрастают, требуя выработки новых подходов к проблеме страхования газотранспортных объектов. Финансовый потенциал страховых компаний, осуществляющих страхование таких объектов, незначителен, а происхождение таких компаний зачастую имеет непосредственное имущественное отношение к страхуемой организации. Уровень возможных ущербов не сопоставим с размеров страховых премий, изменение данной ситуации повлечет за собой необходимость изменения подходов к ценообразованию и уровню регулируемых цен на газ.

Развитие программ газификации

В настоящее время, по данным ОАО «Газпром», газификация жилого фонда (включая сжиженный газ), составляет 73,5 % в городах и 77,3% в сельской местности. Уровень газификации природным газом составляет 51,7%, в том числе в городах и поселках городского типа — 59,7%, в сельской местности- 30,6%. Сетевым природным газом обеспечено 1465 городов и поселков городского типа, 19701 населенный пункт в сельской местности. Сжиженным газом обеспечены потребители 2102 городов и поселков городского типа, 79284 населенных пунктов в сельской местности. Газифицировано более 40 млн. квартир, в том числе 12 млн. квартир в сельской местности (природным газом 27,6 млн. квартир, в том числе в сельской местности- 4,5 млн. квартир). В газовом хозяйстве эксплуатируется более 500 тыс. км распределительных газопроводов. Создана сеть автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АНГКС), насчитывающая 216 единиц, способная производить около 2 млрд.куб.м. компримированного природного газа и обеспечивать им 250 тыс. автомобилей. Оценка целесообразности реализации программ газификации регионов не должна рассматриваться в отрыве от долгосрочного прогноза наличия ресурсов газа на внутреннем рынке. Без такой оценки реализация предложенных программ газификации за счет бюджетных средств и инвестиционных ресурсов, включаемых в регулируемые цены (тарифы) на продукцию ОАО «Газпром» и его дочерних и зависимых обществ, может привести к усугублению дефицита газа на внутреннем рынке и ущербу для существующих потребителей газа, уже подключенных к системе. Представляется, что решение о массированной газификации регионов возможно только в случае принятия системных мер в области развития внутреннего рынка газа, обеспечивающих появление на рынке дополнительных газовых ресурсов вследствие интенсификации инвестиционных процессов в газодобыче и/или включения механизмов, стимулирующих экономию газа. В противном случае значительные бюджетные инвестиционные ресурсы и ресурсы, включаемые в регулируемые цены (тарифы) на продукцию ОАО «Газпром» и его дочерних и зависимых обществ могут быть потрачены на решения, ухудшающие условия функционирования действующих потребителей газа. Учитывая, что процесс газификации в Российской Федерации на сегодняшний день осуществляется исключительно за счет средств ОАО «Газпром» и бюджетов различных уровней (в основном региональных), он должен базироваться на следующих принципах:

• обеспечение возврата вложенных средств на основе взаимовыгодных отношений между ОАО «Газпром», субъектами Российской Федерации, потенциальными инвесторами и конечными потребителями газа;
• создание рыночных механизмов повышения эффективности использования газа, сочетающих интересы потребителей и производителей газа;
• определение и поддержание рациональной доли природного газа в топливно-энергетическом балансе региона с учетом собственных ресурсов региона, удаленности от основных источников энергоресурсов и перспективных потоков газа;
• расширение платежеспособного спроса на газ в коммунально-бытовом секторе и у населения;
• производство на основе природного газа тепла и электроэнергии для обеспечения децентрализованного тепло- и энергоснабжения (локальные котельные) небольших городов и сельских населенных пунктов;
• использование альтернативных источников газификации (пропан-бутан, сжатый и сжиженный метан), в том числе расширение сферы использования газа в качестве моторного топлива на транспорте;
• институциональные мероприятия, направленные на выравнивание цен на топливо и энергоресурсы на внутреннем рынке с учетом реальных затрат на их производство и потребительских качеств;
• проведение энергосберегающих мероприятий.

Соблюдение данных принципов при проведении программ газификации позволит организациям (компаниям), за чей счет будут осуществляться программы газификации регионов, помимо несения социальной нагрузки обеспечить возврат вложенных денежных средств с учетом обоснованной нормы прибыли, что в последствии должно увеличить его коммерческую и инвестиционную привлекательность.

Ресурсная база

Принимая во внимание, что из совместно проработанных вопросов вытекает необходимость анализа потребностей экономики страны в газе с учетом выполнения обязательств по поставкам газа на экспорт, была сделана оценка газопотребления с учетом применения газосберегающих технологий.
Исходя из критериев социально-экономического развития России до 2020 года, оценка газопотребления проведена с учетом ценовых сценариев и эластичности спроса по цене во всей структуре газопотребления, и предусматривает к 2020 году достижение уровня 380 — 407 млрд.куб.м.
Для покрытия потребностей внутреннего рынка и обязательств по экспорту планируется увеличить объемы добычи газа к 2020 году до 682-730 млрд.куб.м. Рост объемов добычи будет обеспечен за счет реализации производственной программы ОАО «Газпром», развития независимых производителей, использования ресурсов нефтяного попутного газа.
Рост газопотребления требует соответствующего развития подземных хранилищ газа. В перспективном балансе газа учтена тенденция развития подземных хранилищ газа, повышение их маневренности (осуществление зимней закачки газа), увеличение суточной производительности. Прогнозируемые объемы отбора и закачки газа в подземные хранилища в 2020 году превысят уровень 2002 года более чем в 2 раза.
За счет модернизации газоперекачивающих агрегатов прогнозируется снижение расхода газа на собственные нужды газопроводов.
В настоящее время около 90% добываемого газа в России обеспечивают предприятия ОАО «Газпром». Доля организаций нефтяной промышленности и независимых производителей и поставщиков газа составляет около 11%. В перспективе добыча газа в балансе добычи по России этими организациями возрастет до 25% с 35,5 млрд.куб.м в 2002 году до 135 млрд.куб.м (без попутного нефтяного газа — 35 млрд.куб.м) в 2020 году при стабилизации добычи газа по ОАО «Газпром» на уровне 530 млрд.куб.м. В соответствии с последними данными ОАО «Газпром», направленными в адрес Минэкономразвития России, реализация запланированной производственной программы ОАО «Газпром» позволит его газодобывающим организация довести к 2020 году объемы добычи до 580-590 млрд.куб.м.
По оценке, произведенной администрацией Ямало-Ненецкого Автономного округа (далее ЯНАО), на основании анализа фактических данных, добыча газа независимыми недропользователями на территории Надым-Пур-Тазовского района уже к 2015 году может достигнуть 160 млрд.куб.м.
Из общего объема разведанных запасов газа России ОАО «Газпром» контролирует 28,8 трлн.куб.м (55,1%), прочие недропользователи — 13,3 трлн.куб.м (28,2%), в нераспределенном фонде находится 7,9 трлн.куб.м (16,7%).
Из общих разведанных запасов газа категорий (А+В+С1+С2) на регионы Европейской части (включая шельф Баренцева моря) приходится 7,6 трлн.куб.м или 16,1%, Западной Сибири — 35,2 трлн.куб.м (74,6%), Восточной Сибири и Дальнего Востока — 4,4 трлн.куб.м (9,3%).
Эксплуатация мелких, низкодебитных месторождений и залежей в экономически развитых европейских районах будет являться задачей в основном независимых производителей.
Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72% от всех запасов России, в частности, Надым-Пур-Тазовский район (далее НПТР). При этом основные разрабатываемые высокоэффективные месторождения Западной Сибири, обеспечивающих более 85 % добычи, характеризуются высокой выработанностью запасов газа:

Уренгойское (сеноман) — 71,2%,
Медвежье (сеноман) — 74,2 %,
Оренбургское -53,4%,
Ямбургское (сеноман) — 36,7 %.

По прогнозам доля этого региона в общероссийской добыче газа к 2020 году снизится до 60% против 86% в настоящее время. Для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия дополнительных мер по использованию остающегося в них низконапорного газа потребуются разработка новых технологических решений и значительные дополнительные средства. В период до 2008-2010 гг. компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться, в основном, за счет освоения новых месторождений этого района, и подготовленных к освоению горизонтов и площадей действующих месторождений.
В настоящее время 34 независимых недропользователя обладают в НПТР лицензиями на право производства работ на 68 месторождениях с суммарными прогнозируемыми запасами газа 7,9 трлн.куб.м.
По оценке ВНИИГАЗа добычу газа независимыми производителями в НПТР можно довести к 2010 году до 78,3 млрд.куб.м, к 2015 году — до 83,4 млрд.куб.м, к 2020 году — до 88,8 млрд.куб.м.
На основании материалов, представленных независимыми недропользователями, ВНИИГАЗ прогнозирует следующие объемы добычи газа на месторождениях в Западной Сибири: 2005 году — 117,3 млрд.куб.м, 2010 году — 167,9 млрд.куб.м, 2015 году — 265,9 млрд.куб.м, 2020 году-156,3 млрд.куб.м.
Согласно прогнозам, начиная с 2007 года, функция основных газодобывающих районов перейдет к новым газовым месторождениям с более высокими издержками добычи, расположенных в малоизученных районах Восточной Сибири, Дальнего Востока и на шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей.
Крупным районом газодобычи в период 2010-2020 гг. станет Восточная Сибирь. Здесь, а также в сопредельных районах Дальнего Востока, добыча газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождение в Республике Саха (Якутия), нефтегазокондесатных месторождений в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на Сахалине.
При благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 110 млрд.куб.м к 2020 году.
Таким образом, приведенные данные свидетельствуют о росте значения независимых недропользователей в обеспечении топливно-энергетического баланса в средне — и долгосрочной перспективе. Для реализации перспектив развития независимых производителей газа необходимо учесть увеличение нагрузки на газотранспортную систему.
По данным ОАО «Газпром» в настоящее время износ основных фондов газотранспортной системы (далее ГТС) составляет 56%, 14% газопроводов выработали нормативный срок службы. Средний возраст газопроводов близок к 22 годам. Одна треть газораспределительных станций (ГРС) выработала назначенный ресурс и требует замены. В период 1990 — 2002 гг. финансирование работ по реконструкции объектов транспорта газа осуществлялось в объёме, не превышающем 29% от потребности. Поэтому проводилась реконструкция только наиболее изношенных объектов. В результате снизилась производительность газопроводов, транспортирующих газ из Надым-Пур-Тазовского региона, основного газодобывающего региона России, которая в настоящее время составляет 518,1 млрд.куб.м3/год при проектной производительности 577,8 млрд.куб.м/год. Таким образом, запасы технологических резервов Единой системы газоснабжения (далее ЕСГ) с учетом добычи независимых производителей газа исчерпаны.
В целом по ЕСГ в период до 2020 года потребуется строительство около 28 тыс. км новых магистральных газопроводов.
Приведенный краткий анализ показывает, что для обеспечения топливно-энергетического баланса до 2020 года необходимо создание условий для реализации независимыми недропользователями своих возможностей по разработке месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа, включая месторождения НПТР, а также месторождений в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и на шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей. Для вовлечения этих ресурсов в разработку потребуется существенное перевооружение отрасли с привлечением значительных инвестиций. Решение этой проблемы потребует совместной деятельности ОАО «Газпром», независимых недропользователей при участии Правительства Российской Федерации по разработке механизмов участия независимых недропользователей в расширении и реконструкции единой системы газоснабжения, созданию ценовых и налоговых механизмов для повышения инвестиционной привлекательности проектов добычи «дорогого» газа, отработать схему выхода на экспорт независимых компаний через единого оператора.
Необходимо отметить, что ресурсная часть баланса газа может быть пополнена за счет закупок газа в государствах Центральной Азии. Например, ресурсная база Туркменистана позволяет поставлять в Россию газ в объеме 60 — 80 млрд.куб.м в год, начиная с 2007 года.
С целью выработки подходов к решению указанных задач в Минэнерго России в октябре 2002 года образована Комиссия по координации деятельности независимых производителей газа и ОАО «Газпром» по вопросам, отнесенным к компетенции Минэнерго России, включающая представителей ОАО «Газпром», независимых газодобывающих компаний (в том числе нефтяных компаний), представителей заинтересованных министерств и ведомств.
Одним из результатов работы Комиссии Минэнерго России должна стать разработка Генеральной схемы развития газовой отрасли, включающей развитие сырьевой базы и газотранспортной системы с учетом независимых производителей газа.