Содержание концепции развития рынка газа в Российской Федерации
1. Современное состояние газовой отрасли и проблемы газового рынка России
1. Введение
2. Характеристика современного состояния, структуры и основных проблем газового рынка
1. Современное состояние системы газоснабжения
2. Структура системы газоснабжения
3. Финансово-экономическое состояние газовой отрасли
4. Хозяйственные отношения на рынке газа
3. Анализ и прогноз спроса на газ в период до 2010 года
1. Анализ существующей структуры и прогноз потребления природного газа по отраслям в Российской Федерации с учетом влияния на спрос ценовых факторов
2. Анализ существующей структуры и прогноз потребления газа на 13 внешних рынках
4. Прогноз добычи газа ОАО «Газпром» и независимыми производителями с учетом освоения новых месторождений. Прогноз себестоимости добычи газа
5. Характеристика проблем развития газовой отрасли с учетом прогноза спроса на газ и прогноза его добычи. Обоснование необходимости развития рынка газа
2. Развитие рынка газа в Российской Федерации
1. Цели, задачи и принципы формирования рынка газа
2. Необходимые условия развития рынка газа
3. Регулируемый и нерегулируемый сегменты рынка газа
4. Развитие нерегулируемого сегмента рынка и торговли газом
3. Развитие производственной, транспортной и сбытовой инфраструктуры, обслуживающей рынок газа
1. Производители газа
2. Транспортировка газа
3. Сбытовые организации
4. Основные финансово-экономические условия для развития рынка газа
1. Совершенствование ценообразования
2. Совершенствование налогообложения в газовой промышленности
3. Стимулирование инвестиционного процесса в газовой отрасли и энергосбережения
5. Основные этапы развития рынка газа
6. Приложение 1. Мировой опыт развития рынка газа

Глава 1. Современное состояние газовой отрасли и проблемы газового рынка России.
1.1. Введение.
Система газоснабжения России — основополагающий элемент национальной экономики, от надежного и эффективного функционирования которого непосредственно зависит ее нормальная работа и жизнеобеспечение всех граждан России. Газовая отрасль занимает 8% в структуре ВВП, обеспечивает значительную часть доходов бюджета, а также более 19% поступлений валютной выручки государства за счет экспортных поставок газа (45% в структуре экспорта топлива из России). В России ежегодно потребляется (с учетом расхода газа на технологические нужды системы газоснабжения) 410 млрд. куб. м газа, или более 70% от всего объема газа, добываемого в стране. Масштабы внутреннего рынка, начиная с 1998 года, стабильны и имеют тенденцию к некоторому росту (3,3% в год). Газ составляет 50% в структуре баланса первичных энергоносителей в стране и будет оставаться основным топливным ресурсом, но с постепенным сокращением его доли в потреблении топливно-энергетических ресурсов до 45% к 2010 году.
Динамичное развитие газового сектора способно обеспечить поступательное движение и другим отраслям экономики. В условиях наметившегося экономического подъема обеспечение газом платежеспособных российских потребителей представляется одной из основных задач по модернизации экономики и обеспечению ее поступательного развития.
На основе комплексной оценки потенциала, проблем и тенденций сложившегося рынка газа сформулировать цели, задачи, принципы и приоритетные направления развития полноценного рынка газа, условия и этапы его формирования.
Формулирование целей, задач и основных принципов развития рынка газа в Российской Федерации основано на анализе текущего состояния газового рынка, его основных проблем и диспропорций, с учетом основных аспектов его функционирования, в том числе:
• оценки ресурсной базы и состояния рыночной инфраструктуры;
• анализа состава рынка, функций его участников и сложившейся системы торгово-экономических отношений;
• налоговой, ценовой политики государства и системы регулирования газового рынка;
• прогнозной динамики внутреннего и внешнего спроса на газ, добываемый в Российской Федерации, с учетом разных сценарных условий формирования спроса;
• формирования перечня объективных ограничений развития, требующих принятия экономических и структурных мер со стороны государства в целях обеспечения устойчивости газоснабжения в процессе реформирования сложившегося рынка газа;
• анализа международного опыта реформ в газовой отрасли.

1.2. Характеристика современного состояния, структуры и основных проблем газового рынка.
1.2.1. Современное состояние системы газоснабжения.
Сформировавшаяся в газовой отрасли в течение последних десятилетий производственная структура обеспечивает непрерывность процесса газоснабжения от бурения скважин, добычи, транспортировки газа до поставки его непосредственно потребителям.
Сырьевая база природного газа в России, как ее разведанная, так и прогнозная часть, достаточна и надежна для текущего и перспективного обеспечения потребностей внутреннего рынка и нужд экспорта. Разведанные запасы природного газа (промышленных категорий A+B+C1) составляют около 47 трлн. куб. м, в том числе в Западной Сибири — около 35 трлн. куб. м (74%). Ближайшие для освоения ресурсы газа (запасы категории C1 и ресурсы категорий С3+Д1) оцениваются в 100 трлн. куб. м, в том числе по Западной Сибири — около 51 трлн. куб. м (северные районы). Такого объема запасов достаточно для обеспечения ежегодной добычи газа в размере 700 млрд. куб. м в течение 60-80 лет.
Особенностью разведанных запасов является их высокая степень концентрации в отдельных регионах страны, в основном, на севере Западной Сибири. 75 процентов этих запасов сосредоточено на 21 крупном месторождении. Большинство месторождений газа эксплуатируется уже 15-25 лет, причем все четыре крупнейшие месторождения газа (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и Вынгапурское), на долю которых приходится около 80% текущей добычи, уже вступили в падающую фазу. В последние годы добыча газа сократилась с 643 млрд. куб. м в 1991 году до 595,1 млрд. куб. м в 2002 году [По 2002 году приведены оперативные данные об объемах добычи газа]. Вместе с тем в 2002 году отмечается рост объемов добычи газа по сравнению с 2001 годом на 14,1 млрд. куб. м (на 2,4%). Доминирующим производителем газа является ОАО «Газпром» со своими дочерними и зависимыми обществами, которые в 2002 году добыли 521,7 млрд. куб. м (88% от общего объема газодобычи), что на 9,7 млрд. куб. м больше чем в 2001 году.
Нефтяные компании в 2002 году добыли 35,9 млрд. куб. м газа (6% от общего уровня добычи), увеличив добычу на 4,1% против уровня 2001 г. (на 1,4 млрд.куб. м).
Весьма высок потенциал газодобывающих районов Восточной Сибири (Ковыктинское месторождение в Иркутской области с запасами 1,6 трлн. куб. м, месторождения Республики Саха-Якутия) и Дальнего Востока (Сахалина и Камчатки с начальными суммарными ресурсами около 47,6 трлн. куб. м, 31,5% из которых находятся на шельфе морей).
Важнейшей задачей для поддержания устойчивости газоснабжения в течение последующих лет является разработка новых месторождений. Эти месторождения расположены в основном в неосвоенных районах, не имеющих специальной инфраструктуры, на больших глубинах и на шельфе, что, в свою очередь, потребует значительных финансовых ресурсов.
Для обеспечения поставок газа с действующих месторождений, большинство которых расположено в отдаленных районах, создана и эксплуатируется уникальная газотранспортная система. До 1992 года она не имела избытков мощности, однако, падение платежеспособного спроса и производства газа привели к образованию в указанной системе некоторого резерва мощности на отдельных ее участках. Вместе с тем по мере старения фондов, освоения новых газовых месторождений и увеличения добычи газа потребуется реконструкция действующих и строительство новых газотранспортных сетей.
Протяженность магистральных газопроводов и отводов, входящих в газотранспортную систему, составляет 154,8 тыс. км (газопроводы диаметром 1020, 1220 и 1420 мм составляют более 62%). В систему входят газоперекачивающие агрегаты установленной мощностью около 42,6 млн. кВт и 3645 газораспределительных станций, обеспечивающих выдачу газа в газораспределительные системы (системы газопроводов низкого и среднего давления, обеспечивающие доставку газа розничным потребителям). Техническое состояние газотранспортной системы требует ее существенной модернизации: износ основных производственных фондов здесь составляет 56%, в том числе оборудования компрессорных станций — более 89%. Технически возможная производительность газотранспортной системы ограничена, и составляет 518,1 млрд. куб. м в год, что ниже ее проектной производительности (577,8 млрд. куб. м в год) на 59,7 млрд. куб. м.
Имеющиеся инфраструктура и мощности хранения газа в ПХГ составляют порядка 60 млрд. куб. м в год или около 18% от объемов потребления газа в стране, что в целом позволяет поддерживать надежное снабжение газом российских потребителей. Вместе с тем имеются реальные проблемы обеспечения пиковых отборов газа из хранилищ в зимние периоды времени. Отсутствие сезонной дифференциации регулируемых цен на газ экономически не побуждает потребителей равномерно осуществлять закупку газа.
Потребление природного газа населением страны увеличилось за последние 10 лет более чем в 3 раза. Однако уровень газификации особенно в сельской местности остается недостаточным и составляет в настоящее время около 31% против 60% в городах.
В России при наличии достаточной ресурсной базы и уникальной технологической инфраструктуры в процессе развития газового рынка должны быть созданы финансово-экономические условия и инвестиционные ресурсы для освоения новых месторождений газа, осуществления модернизации магистральной и газораспределительной инфрастуктуры, развития и повышения устойчивости и маневренности этих систем для обеспечения транспорта газа из новых месторождений, в том числе разрабатываемых независимыми производителями, строительству реверсных газопроводов и ликвидации узких мест, а также наращивания мощностей подземных хранилищ газа для обеспечения балансировки спросовых колебаний на газовом рынке.
Следует отметить принимаемые меры государственной политики, направленные на увеличение прозрачности рынка, в частности, введение системы тарификации транспортировки газа по распределительным газопроводам, отдельной регулируемой платы за сбытовые услуги, а также возможности реализации на внутреннем рынке газа, закупаемого по импорту, по свободным ценам. На регулярную основу поставлен анализ бюджета и инвестиционной программы ОАО «Газпром».

1.2.2. Структура системы газоснабжения.
Состав участников сложившегося рынка газа включает производителей газа, газосбытовые компании, газораспределительные организации, операторов инфраструктуры (газотранспортные организации) и потребителей газа. Рынок газа в определенной степени сегментирован, что обусловлено естественной территориальной изоляцией от Единой системы газоснабжения ряда регионов добычи газа (месторождения Республики Саха-Якутия, Таймырского автономного округа, Камчатки и Сахалина).
Газовая отрасль России характеризуется не только наличием у производителей значительных ресурсов газа, но и высокой концентрацией его добычи, магистральных транспортных сетей и централизацией управления в рамках одной компании — ОАО «Газпром». Эти особенности обусловлены тем, что отрасль планировалась, создавалась и функционирует как централизованно управляемая Единая система газоснабжения, охватывающая все звенья технологической цепи от разведки и добычи газа до его поставки в газораспределительные сети. Такая структура Единой системы газоснабжения, в основном, сохранилась в процессе трансформации отрасли при переходе от централизованного планирования и управления к новым хозяйственным отношениям и доказала за прошедшие 10 лет свою эффективность.
Собственником Единой системы газоснабжения (ЕСГ) является ОАО «Газпром», осуществляющее до 90% всей добычи газа в России, транспортировку его по магистральным газопроводам и реализацию на внутреннем и внешних рынках.
Кроме того, добычу газа на территории Российской Федерации осуществляют:
• независимые от ОАО «Газпром» производители газа — газодобывающие компании, а также нефтяные компании;
• региональные газовые компании (АО «Норильскгазпром», АО «Камчатгазпром», АО «Якутскгазпром», АО «Сахалинморнефтегаз»), обеспечивающие газоснабжение территорий, не связанных с ЕСГ.
Эксплуатацию распределительных газопроводов осуществляют самостоятельные юридические лица — газораспределительные организации, оказывающие на обслуживаемой ими территории услуги по транспортировке газа, а также поставку газа конечным потребителям наряду с другими газосбытовыми организациями.
Основными потребителями природного газа являются электроэнергетика, химическая и металлургическая промышленность, производство строительных материалов, жилищно-коммунальное хозяйство, население.
Потребление газа для производства электрической и тепловой энергии должно формироваться с учетом его взаимозаменяемости с другими энергоносителями — топочным мазутом и углем. Однако в последние годы из-за низких цен и высоких потребительских свойств газа спрос на различные виды взаимозаменяемых энергоресурсов деформировался, и газ занял в топливных балансах доминирующее положение.

1.2.3. Финансово-экономическое состояние газовой отрасли.
Финансово-экономическое положение газовой промышленности в сложившихся условиях в значительной степени зависит от состояния ценообразования на газ на внутреннем рынке, конъюнктуры на внешних рынках и системы налогообложения.
Поставка газа ОАО «Газпром» на внутренний рынок составляет более 60% от общего объема товарного газа, а выручка от его реализации на этом рынке — только 20-22% общих поступлений от продажи газа. Внутренний рынок не является источником средств, необходимых для возмещения текущих расходов и инвестирования в модернизацию и развитие ЕСГ. Такое положение предопределяет осуществление внутрикорпоративного перекрестного субсидирования операций, связанных с поставками газа на внутренний рынок, за счет экспортной выручки. Не только не ликвидировано, но даже расширяется перекрестное субсидирование посредством применения разного уровня цен на газ, поставляемый промышленным потребителям и для нужд населения.
На внутреннем рынке в течение длительного периода поддерживается заниженный уровень регулируемых оптовых цен на газ. Во многом это является результатом применения практики «замораживания» (1996 — 1999 годы) и последующего достаточно жесткого ограничения динамики этих цен. Сохранение заниженных внутренних цен на газ не отвечает ни объективным потребностям производителей, ни решению назревших проблем в экономике страны.
Начиная с 1999 года, поставка газа российским потребителям осуществлялась на грани убыточности, а 2000-2001 гг. затраты на добычу, транспортировку, хранение и реализацию газа превысили уровень регулируемых цен. Убыточность реализации газа российским потребителям сохранилась и в 2002 году, несмотря на проведенные по решениям Правительства России корректировки цен.
годы
1998 1999 2000 2001 2002
(предварительные данные)
Средняя цена реализации газа российским потребителям (без акциза), руб./тыс. куб. м 170.7 221.3 284.2 364.8 462.5
Затраты на добычу, транспортировку, хранение и реализацию газа, руб./тыс.куб. м 148.33 209.17 293.4 479.1 522.2
Уровень цен не позволяет в полной мере финансировать инвестиционные проекты по обустройству новых скважин и освоению месторождений, реконструкции и строительству газотранспортных сетей. Дефицит собственных инвестиционных ресурсов ОАО «Газпром» и газораспределительных организаций привел к тому, что фактические объемы капитальных вложений в добычу газа, развитие и реконструкцию магистральных трубопроводов, распределительных сетей — значительно ниже требуемых.
Заниженный уровень регулируемых оптовых цен на газ также искажает определение эффективных сфер применения газа, ограничивает межтопливную конкуренцию, не способствует внедрению газосберегающих техники и технологий. В результате в стране формируется нерациональная структура топливно-энергетического баланса, консервируется техническая отсталость промышленного производства, у потребителей газа полностью утрачиваются стимулы к газосбережению.
Существует несколько основных негативных последствий сложившейся практики регулирования цен на газ.
Заниженные директивно устанавливаемые оптовые цены на газ не создают условий для устойчивого финансово-экономического положения газовой отрасли и фактически в настоящее время выполняют функцию перераспределения средств в пользу потребителей газа. Практика индексации цен без привязки к экономическим показателям деятельности основного производителя ОАО «Газпром» (издержкам и потребности в прибыли) снижает предсказуемость планирования хозяйственной деятельности общества и его финансово-экономические показатели. Очевидно, что отсутствие четкого прогноза цены, компенсирующей экономически обоснованные издержки и разумную прибыль (обеспечивающую рыночный уровень доходности на капитал, используемый в основной деятельности), серьезно сдерживает интерес инвесторов к компании и не гарантирует покрытие части обоснованных издержек и прибыли, связанных с газоснабжением внутреннего рынка. Постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. №1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации» подобные принципы были впервые закреплены нормативно. Вместе с тем, на практике указанные принципы до сих пор применяются органами регулирования лишь частично.
Сохранение на внутреннем рынке в течение длительного периода практически стабильных в течение ряда лет заниженных регулируемых оптовых цен на газ привело к относительному удешевлению газа по сравнению с альтернативными видами топлива, а также потребляемыми отраслью материально-техническими ресурсами и услугами, реализуемыми по свободным ценам. В настоящее время в расчете на одну тонну условного топлива цены на газ в 3-4 раза ниже цен на мазут и в 1,5-2 раза ниже цен на уголь при более высоких экологических и других потребительских свойствах газа. Таким образом, существующий уровень цен стимулирует чрезмерно высокий внутренний спрос на газ и продолжение его роста, что усиливает вероятность возникновения в будущем ресурсных ограничений на газовом рынке и усугубляет проблему энергоемкости национальной экономики. Возможности для межтопливной конкуренции в таких условиях отсутствуют, поскольку спрос на все другие виды энергоносителей носит остаточный характер.
Высокая доля регулируемого рынка оказывает давление на свободные цены газа, поставляемого независимыми производителями. Спрос на «рыночный» газ формируется по остаточному принципу — потребители предпочитают добиваться покупки более дешевого газа в рамках объемов его поставок ОАО «Газпром», в результате чего преимущества реализации проектов развития добычи газа независимыми производителями эфемерны; им разрешено торговать по свободным ценам, но стабильного спроса на их газ нет. Де-факто либерализация цен на газ независимых производителей, ослабив регуляторные риски, почти ничего не дала для развития конкуренции на рынке газа.
Значительные трудности с финансированием испытывают газораспределительные организации. При сложившейся структуре, низкой степени концентрации производства и капитала и существующей системе льгот при поставках населению сетевого и сжиженного газа финансовое состояние газораспределительных организаций остается неудовлетворительным.
Кроме того, на финансовое состояние организаций газовой отрасли отрицательно влияют накопленные долги потребителей за использованный ими газ.
Влияние указанных негативных факторов в конечном итоге привело к снижению объемов добычи газа, недофинансированию реконструкции и обновления стареющих фондов, и прежде всего, газотранспортных сетей. Недостаточны темпы газификации регионов страны.
Сложное финансовое состояние отрасли негативно отражается на ее инвестиционной привлекательности в целом и предопределяет отсутствие долгосрочных вложений в отрасль со стороны возможных инвесторов.
Падение объемов добычи газа на основных месторождениях в связи с их естественным истощением и необходимость ввода в эксплуатацию новых месторождений, а также реконструкции и строительства новых трубопроводных мощностей требует больших капитальных вложений.
Ограниченный из-за недостаточного финансирования объем поисково-разведочных работ привел к тому, что в последние годы объемы добычи газа значительно превышают прирост его разведанных запасов. Кроме перечисленных выше проблем, отсутствуют возможности для долгосрочного кредитования газовых компаний на российском финансовом рынке, что не способствует восполнению недостатка их собственных инвестиционных ресурсов.

1.2.4. Хозяйственные отношения на рынке газа.
Структура хозяйственных отношений на российском рынке газа складывается под воздействием высокой степени концентрации ресурсов газа и газотранспортных сетей в собственности ОАО «Газпром». Компании принадлежит газотранспортная система, система диспетчерского управления объемами добычи, переработки газа и его потоками, система подземных хранилищ газа, что позволяет ей выступать в качестве гаранта надежности газоснабжения потребителей Российской Федерации и осуществлять координацию производственно-технологических и коммерческих процессов, обеспечивая работу с потребителями в рамках «одного окна».
Не входящие в ОАО «Газпром» независимые производители играют пока незначительную роль на внутреннем рынке газа, в формировании баланса энергоресурсов и не несут ответственности за газоснабжение потребителей. Часть независимых производителей, являющихся собственниками региональных систем газоснабжения, осуществляют свою деятельность в локальных системах газоснабжения, обслуживающих районы не связанные с ЕСГ, а остальные не имеют собственных газотранспортных систем и используют на основе договоров свободные мощности магистральных газопроводов, принадлежащих ОАО «Газпром».
Структура сектора газораспределения включает в себя более 300 предприятий, из которых подавляющее большинство являются акционерными обществами, а остальные организации имеют статус государственных унитарных предприятий. ОАО «Газпром» через аффилированные структуры проводило последовательные операции по консолидации управления ГРО через специальную структуру — ОАО «Регионгазхолдинг», которая сегодня фактически контролирует около 40% ГРО. Усиление концентрации контроля над ГРО способствовало стабилизации финансового состояния последних, развитию газификации регионов.
Вопросы организации хозяйственных отношений на рынке газа между поставщиками и покупателями газа, а также организациями, оказывающими им соответствующие услуги, в том числе газотранспортными организациями, регламентируются Правилами поставки газа в Российской Федерации, утвержденными Правительством Российской Федерации, в соответствии с которыми покупателем или поставщиком газа может быть любое юридическое лицо. Доступ поставщиков газа к магистральным трубопроводам ЕСГ и газораспределительным сетям регулируется соответствующими положениями, также утвержденными Правительством Российской Федерации. На основе этих положений независимые поставщики газа имеют право на недискриминационной основе воспользоваться услугами газотранспортной и газораспределительной организации для транспортировки газа.
Высокая степень концентрации добычи газа у ОАО «Газпром» и заниженная регулируемая цена газа обусловливают доминирующую роль в поставках газа на российский рынок регионгазов — дочерних компаний ООО «Межрегионгаз», являющихся организаторами договорных отношений. Указанное общество было создано в 1997 г., в период массовых неплатежей и господства неденежных форм расчетов на внутреннем рынке газа, и сумело в течение 1997-2001 гг. нормализовать систему расчетов российских потребителей за газ посредством жесткой централизации сбытовой политики. В течение 2000 — 2001 гг. создано 58 региональных компаний, которые осуществляют непосредственную работу с потребителями газа.
При доминирующем положении ОАО «Газпром» на внутреннем рынке газа осуществляется государственное регулирование цен на газ, поставляемый этим акционерным обществом, которое призвано обеспечивать защиту интересов потребителей газа.

1.3. Анализ и прогноз спроса на газ в период до 2010 года.
1.3.1. Анализ существующей структуры и прогноз потребления природного газа по отраслям в Российской Федерации с учетом влияния на спрос ценовых факторов.
В последние 3 года в российской экономике, наблюдается заметное увеличение потребления газа. За период 1999 — 2001 гг. оно возросло с 338,2 до 360,7 млрд. куб. м, т.е. прирост составил 22,5 млрд. куб. м с ежегодным темпом роста в среднем 3,3%.
Эта тенденция связана не только с продолжающимся экономическим ростом, но, главным образом, в связи со значительно более низкой стоимостью газа, который в значительной степени обусловлен чрезвычайно низким уровнем цен, составляющим в настоящее время 20 долл. за 1000 куб.м.
Росту газопотребления способствовало искусственное сдерживание цен на газ и отсутствие механизмов воздействия на улучшение платежной дисциплины. В результате диспропорции цен на топливно-энергетические ресурсы потребность в газе как наиболее дешевом виде топлива искусственно завышается.
В результате, в структуре потребления энергоресурсов России в 2001 году доля нефти и нефтепродуктов составила 21% , угля — 17%, а газа — до 48,8%. До 63,7% возрос удельный вес газа в котельно-печном топливе. В таких промышленно развитых регионах России, как Поволжский, Центральный, Северо-Кавказский и Северо-Западный, за счет сокращения использования мазута и угля в 2 раза доля газа в котельно-печном топливе достигла 77-83%. В Москве этот показатель уже превышает 95%. Между тем удельный вес газа в запасах топливно-энергетических ресурсов России (уголь, газ, нефть) составляет только 27%.
Структура потребления газа в отраслях промышленности выглядит следующим образом.
Основным потребителем является электроэнергетика, ежегодно использующая около 140 млрд.куб.м газа (около 40% от объема внутреннего газопотребления). Крупные компании — основные потребители газа в России (например, только ОАО «Мосэнерго» потребляет почти 21 млрд. куб. м газа в год, или более 30% от всего объема газа независимых производителей). Спрос на газ со стороны электроэнергетических компаний постоянно растет, в первую очередь в результате действия экономических факторов (низкие цены и ряд дополнительных, в том числе технологических, преимуществ по сравнению с альтернативными видами топлива), а также из-за неэффективной системы расхода газа на топливные цели — значительная его доля сжигается в базисной части графика нагрузок на станциях с паросиловым циклом, КПД которых не превышает 30%. В Европейской части России на тепловых электростанциях конденсационного типа сжигается таким образом около 30 млрд. куб. м в год. Переход от паротурбинных к парогазовым установкам обеспечит повышение КПД сжигания топлива до 55%, а в перспективе и до 60%, что могло бы обеспечить сужение спроса на газ со стороны электроэнергетических компаний, однако экономические стимулы для инвестиционных решений в области снижения потребления газа отсутствуют.
Значительно возросло сжигание газа в котлах тепловых электростанций, доля газа на электростанциях объединенных энергетических систем (ОЭС) Средней Волги, Центра, Северного Кавказа и Урала в настоящее время составляет уже соответственно 85%, 80%, 75% и 73%. При этом необходимо иметь в виду, что преобладающая доля в структуре мощностей тепловых электростанций приходится на газомазутные (порядка 60%) и газоугольные (порядка 30%) станции, а на чисто газовые — лишь 7%.
Расточительная модель потребления газа характерна и для других групп потребителей газа, газоемкость технологических процессов которых существенно выше зарубежных аналогов. Это относится и к предприятиям металлургической промышленности (8% внутреннего газопотребления или 28 млрд.куб.м), агрохимии и нефтехимии (7% или 24,5 млрд. куб. м), коммунально-бытового сектора (14%). Для коммунальных котельных также характерен низкий КПД использования газа — в среднем он не превышает 30%. (Структура потребления газа по отраслям приведена в таблице 1).
Потребление природного газа населением быстро растет, при этом уровень розничных цен на газ для населения остается значительно более низким, чем для других категорий потребителей.
Приоритетными потребителями природного газа в ближайшие годы и в перспективе должны стать химия, сельское хозяйство, производство стройматериалов для жилищного строительства, коммунально-бытовой сектор и население при сокращении поставок газа электростанциям.
Существует 2 основных сценария динамики спроса на газ на внутреннем рынке, существенно отличающихся между собой. Первый сценарий основан на предложении об инерционном изменении действующих цен на газ, относительно низких с точки зрения потребительских свойств газа и не допускающих возникновения серьезных экономических стимулов для экономии газа и межтопливной конкуренции.
Второй предполагает существенное включение механизмов давления на спрос посредством ценовых сигналов в результате либерализации цен и приближения их к уровню, в большей степени соответствующему реальному соотношению спроса и предложения на газ, позволяющему обеспечить условия для создания межтопливной конкуренции.
В случае реализации первого сценария рост спроса на газ при различных сценариях социально-экономического развития страны может составить 3-4% в год и превысить ресурсные возможности газового рынка в случае падения газодобычи ОАО «Газпром» и умеренных темпов роста добычи газа независимыми производителями (4-5% в год).
Газоемкость экономики в этом случае не снизится, а техническое перевооружение газоемких производств (электростанций, котельных, химических, нефте- и газохимических производств) будет происходить по газоемкому сценарию, без вложения средств в модернизацию оборудования и технологий с целью снижения газоемкости.
По второму сценарию, связанному с некоторым сжатием спроса под воздействием роста цен, ресурсных ограничений можно будет избежать. Рост спроса будет происходить в пределах 1-1,5% в год (с учетом общего роста производства в стране), при этом наиболее крупные потребители газа будут инвестировать средства в снижение газоемкости производства, закладывая таким образом основу для предотвращения резкого роста спроса на газ в будущем. Объем потребления газа на внутреннем рынке, включая технологические нужды газовой отрасли, не превысит 430 млрд. куб. м в год, что с учетом ожидаемой стабилизации добычи газа ОАО «Газпром» и возможного увеличения темпов роста добычи газа независимыми производителями позволяет говорить об отсутствии перспективы ресурсных ограничений на внутреннем рынке газа.
Таким образом, спрос на газ и уровень газоемкости экономики страны находятся в прямой зависимости от проводимой ценовой политики.

1.3.2. Анализ существующей структуры и прогноз потребления газа на внешних рынках.
Западная и Центральная Европа — в числе крупнейших энергетических рынков мира во всей рассматриваемой перспективе. Наиболее быстро растущим сегментом европейского энергетического рынка будет рынок природного газа. (Характеристика спроса мирового энергетического рынка на поставки газа в зоне интересов России приведены в таблице 2).
Доля газа в структуре энергопотребления в Западной Европе составила в 2000 году 22%, а к 2010 году может повыситься до 29%. Основными потребителями газа в Западной Европе являются: Великобритания (95,8 млрд. куб. м), ФРГ (92,3 млрд. куб. м), Италия (73,3 млрд. куб. м), Франция (44,8 млрд. куб. м), Нидерланды (43,7 млрд. куб.м). На эти государства приходится 81% совокупного газопотребления в регионе, и ожидается, что в перспективе они сохранят ведущие позиции в сфере . потребления газа. (Структура потребления природного газа по секторам экономики в Западной Европе приведена в таблице 2 «а»).
Крупнейшими импортерами газа являются ФРГ, Италия, Франция. На эти страны приходится 68% западноевропейского импорта газа, и в прогнозируемой перспективе они останутся ведущими импортерами. На 4-ое место по объему импорта газа уже в ближайшие годы выйдет Турция. (Данные об объемах потребления природного газа в Западной Европе приведены в таблице 2 «б»).
Высокие темпы роста спроса на природный газ в условиях ограниченности его собственных разведанных запасов в Европе обусловят дальнейшее повышение доли импорта газа из третьих стран. Зависимость государств Евросоюза от импорта газа из третьих стран может возрасти с 39% в 2000 году до 52% в 2010 году. (Прогноз среднегодовых темпов прироста спроса на газ в 2000 — 2010 годах приведен в таблице 2 «в»).
В странах Центральной Европы ожидаются опережающие темпы прироста спроса на газ по сравнению с Западной Европой. В Центральной Европе свыше 73% потребления газа приходится на 4 страны — Румынию, Польшу, Венгрию и Чехию. Эти же государства останутся основными потребителями газа и в перспективе. (Данные об объемах потребления природного газа и о структуре его потребления по секторам экономики в странах Центральной Европы приведены в таблицах 2 «г» и 2 «д», соответственно).
Расширение потребления природного газа будет стимулироваться его высокими технологическими и экологическими преимуществами как топлива, хотя конкретные объемы потребления будут зависеть от уровня цен на него.
На европейском газовом рынке в среднесрочной перспективе цены на газ по заключенным контрактам будут зависеть от трех основных факторов. Во-первых, от цен нефтепродуктов и принимаемых прогнозных оценок мировых цен на нефть. Во-вторых, от реализации программы либерализации рынка газа Европы, направленной на создание условий для снижения цен на газ в странах ЕС. В-третьих, ожидаемый резкий рост спроса на газ в этом регионе в период после 2010 года вызовет необходимость привлечения на европейский газовый рынок дополнительных и более дорогих ресурсов из России, Африки и с Ближнего Востока. Кроме того, следует ожидать постепенного отрыва газовых цен от цен на нефть и нефтепродукты, как в силу либерализации рынка, так и из-за качественных характеристик газового топлива.
Россия традиционно является крупнейшим поставщиком европейского рынка и будет стремиться сохранить эту роль в перспективе. Для этого придется выдержать жесткую конкурентную борьбу как с местными производителями газа (прежде всего, норвежский «Статойл»), так и с другими его экспортерами. Главными компонентами европейской газовой стратегии России будут:
• сохранение, как минимум, нынешней доли российского газа в структуре европейского газопотребления;
• расширение торговли газом с прямым доступом к потребителям с сокращением числа посредников;
• территориальное расширение рынков сбыта, прежде всего за счет Скандинавских стран на севере, Турции и Греции на юге Европы;
• диверсификация способов доставки газа европейским и другим потребителям, включая торговлю сжиженным газом;
• расширение присутствия российских компаний на рынках Европы, включая газотранспортную инфраструктуру и подземные хранилища;
• оптимальное использование магистральных газопроводов в стратегических направлениях транспортировки газа в условиях потенциальной конкуренции.
Реализация этой стратегии потребует со стороны России значительных финансовых ресурсов для увеличения объемов добычи газа, строительства новых газотранспортных сетей и подземных хранилищ газа.
При успешном осуществлении этих мер экспорт российского газа в Европу может вырасти на 20-40% к 2010 году. (Данные об экспорте природного газа из России приведены в таблице 3).
Наиболее масштабными являются также проекты экспорта в Китай (а через него в Корею и в Японию) природного газа из России. В первом десятилетии речь идет об экспорте природного газа Республики Саха-Якутия. В перспективе они смогут обеспечить продажу около 30 млрд. куб.м газа в Китай и Корею.
Формирование и развитие газовой отрасли в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке должно происходить в условиях конкурентных свободных цен на природный газ.

1.4. Прогноз добычи газа ОАО «Газпром» и независимыми производителями с учетом освоения новых месторождений. Прогноз себестоимости добычи газа.
Добыча газа в России, исходя из спроса на газ на внутреннем и внешних рынках в проекте Основных положений Энергетической стратегии России на период до 2020 года, прогнозируется в 2005 году на уровне 600-620 млрд. куб. м, в 2010 году — 615-655 млрд. куб. м. Прирост добычи газа будет в основном обеспечиваться независимыми производителями и предприятиями нефтяной промышленности. Кроме того, для покрытия потребности газового баланса предусматривается приобретение по импорту порядка 45-46 млрд. куб. м газа в год. (Данные об объемах добычи в России приведены в таблице 4).
Основным районом добычи газа в России останется Западная Сибирь, хотя ее доля снизится с 90,7 до 77,6%. Источником ресурсов газа в этом регионе будут месторождения Надым-Пур-Тазовского района и полуострова Ямал. С развитием регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока указанные соотношения будут изменяться.
В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к 2010 году около 365 млрд. куб. м. Порядка 39% добычи природного газа должны быть получено из новых месторождений, при условии своевременного инвестирования с учетом инерционности отрасли. Сложность ситуации состоит в том, что решение проблем газовой промышленности невозможно отодвинуть на более поздний срок, каждый год просрочки существенно снижает максимально возможный уровень добычи газа. Инвестиции необходимы уже сейчас, поскольку с момента начала финансирования до получения первых кубометров газа требуется 5-7 лет.
Для поддержания уровней добычи в Надым-Пур-Тазовском регионе, в 2001 году осуществлен ввод в разработку сеноманской залежи Заполярного месторождения, которое является последним из крупных объектов в этом районе. Также намечается ввод ряда других новых месторождений и участков этого региона в более глубоко залегающих нижнемеловых и ачимовских отложениях. С учетом необходимых инвестиций в геологоразведочные работы, строительство газопроводов подключения и обустройство этих небольших месторождений, а также более низких продуктивных характеристик, цена добычи газа по новым объектам будет значительно выше сегодняшней цены на базовых месторождениях. По предварительным расчетам она составит более 20 долларов США за 1000 куб. м на месторождениях полуострова Ямал, Обской и Тазовской губ, по нижнемеловым и ачимовским отложениям, что в 3-4 раза выше стоимости газа на действующих месторождениях Надым-Пур-Тазовского района.
Освоение месторождений на акваториях и на полуострове Ямал требует значительных объемов инвестиций в связи с необходимостью решения ряда сложнейших задач в области бурения, прокладки газопроводов, сохранения окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.
В этих условиях на новых ямальских месторождениях расчетные промысловые цены газа оцениваются в проекте Основных положений Энергетической стратегии России на период до 2020 года на уровне не менее 25-30 долларов США за 1000 куб. м. Кроме того, произойдет увеличение стоимости транспортировки газа по новым газопроводам с ямальских месторождений.
Таким образом условия добычи газа из новых месторождений позволяют прогнозировать значительный объективный рост издержек на добычу газа, начиная с 2006-2007 гг.

1.5. Характеристика проблем развития газовой отрасли с учетом прогноза спроса на газ и прогноза его добычи. Обоснование необходимости развития рынка газа.
Российский рынок газа в современном состоянии не имеет развитой рыночной инфраструктуры и конкурентной среды. Его характерной особенностью является весьма высокая степень государственного регулирования.
Нерегулируемый сегмент рынка, на котором газ является предметом купли — продажи по свободному выбору с применением рыночных цен, определяемых спросом и предложением, не развит. Этот сегмент рынка пока не оказывает конкурентного воздействия на доминирующее положение регулируемого сегмента рынка газа.
В сфере добычи газа основную долю (90%) занимает ОАО «Газпром». В значительной степени это обусловлено концентрацией запасов газа в отдельных крупных месторождениях и структурой выданных лицензий на их разработку.
Независимые организации владеют примерно 30% лицензий на освоение запасов газа и имеют право реализовывать его по свободным рыночным ценам, но их доля в совокупных объемах добычи и поставки газа на рынок составляет немногим более 10%.
В условиях, когда основная часть газа реализуется потребителям на регулируемом секторе рынка газа, возможности использовать указанное право у независимых производителей весьма ограничены.
Сфера транспортировки газа по магистральным трубопроводам отнесена к естественно монопольным видам деятельности. Этот вид услуг предоставляет ОАО «Газпром», являющееся собственником газотранспортных сетей.
Сектор газораспределения, в котором действует достаточно большое количество организаций (в основном в форме акционерных обществ), также функционирует в регулируемом режиме естественно монопольных видов деятельности.
Несмотря на то, что к сфере естественных монополий законодательством отнесены только услуги по транспортировке газа по трубопроводам, включая магистральные, по решению Правительства Российской Федерации осуществляется государственное регулирование оптовых цен на газ, поставляемый конечным потребителям.
Таким образом, основная доля поставляемого на российский рынок газа реализуется по оптовым ценам, директивно устанавливаемым уполномоченным регулирующим органом.
Помимо оптовых цен и тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным сетям трубопроводов, оказываемые независимым организациям, этим органом регулируются тарифы на услуги по транспортировке газа по распределительным сетям трубопроводов, а также размер платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям.
В сфере сбыта газа функционируют специализированные организации по продаже газа — регионгазы, со смешанным участием в их капиталах Межрегионгаза, дочерних обществ ОАО «Газпром», администраций регионов и других хозяйствующих субъектов. Доля независимых сбытовых организаций по продаже газа невелика.
Для функционирования полноценного газового рынка пока не созданы основные структурные элементы и рыночные институты, которые должны способствовать его становлению. Реализация газа на торговых площадках, которая позволяет выбирать продавца (покупателя), условия, сроки поставки и другие аспекты рыночной купли-продажи продукции находится на начальной стадии. Не развита система страховых компаний, обеспечивающих гарантиями сделки купли-продажи, и других структур, которые могут с помощью рыночных инструментов управлять рисками, связанными с непредвиденными ситуациями на рынке газа. Отсутствует налаженный механизм привлечения российских инвесторов в газовый бизнес. Не разработаны правила поведения участников нерегулируемого сегмента рынка газа.
Неразвитая рыночная инфраструктура на российском рынке газа обусловлена отсутствием необходимых финансово-экономических условий для развития полноценного конкурентного рынка.
Инвесторы, которые могли бы вкладывать средства в потенциально конкурентную сферу деятельности (прежде всего в разработку и обустройство новых газовых месторождений) и тем самым создавать конкурентную среду в основополагающей производственной сфере, испытывают значительные финансовые риски и отсутствие достаточных гарантий эффективного возврата вложенных средств. Главным образом эти риски обусловлены тем, что общий уровень цен (тарифов) на газовом рынке определяется заниженными ценами (тарифами), директивно устанавливаемыми для регулируемого сектора рынка газа.
Пока не в достаточной степени обеспечивается соблюдение прав участников рынка — собственников продукции. В частности, не в полной мере урегулирован вопрос возврата долгов потребителей за ранее поставленный газ.
Существенные риски в газовом бизнесе связаны также с несовершенством налоговой системы в газовой отрасли. Уровень налоговых изъятий в сфере газового бизнеса выше, чем в других секторах экономики. Административное регулирование газового рынка, жесткое ограничение в течение длительного времени уровня оптовых цен на газ в условиях функционирования рыночных механизмов, включая применение свободных цен, на рынках альтернативных видов топлива, а также большинства других видов продукции, привели к обесценению газа и резко (в разы) заниженной оценке его потребительских свойств. Сложившаяся ситуация послужила главной причиной того, что газ и участники газового рынка, по существу, не имеют равноправия и выведены из конкурентного рынка топлива в России. Это произошло, несмотря на то, что нефтепродукты, уголь и газ являются в значительной мере взаимозаменяемыми энергоносителями. Обесценивание газа посредством искусственно заниженных цен сформировало гипертрофированный спрос на газ, который постепенно превращается в монотопливный ресурс при полной утрате у потребителей стимулов к газосбережению.
Участники рынков альтернативных видов топлива, металла, минеральных удобрений и другой продукции, выпускаемой с использованием газа, функционирующие в условиях свободного ценообразования, имеют безусловное экономическое преимущество по сравнению с участниками газового бизнеса, который сегодня не является привлекательной сферой вложения капитала и инвестиций.
Под воздействием негативных факторов, действующих на российском рынке газа, наметилась весьма опасная тенденция формирования дефицитного внутреннего рынка газа, в то время как страна обладает крупными запасами газа.
В этой связи в целях обеспечения прогнозных объемов добычи газа, а также прогноза спроса на него, предусмотренных в Энергетической стратегии России, необходима последовательная реализация государственной политики по реформированию сложившегося рынка газа, и прежде всего финансово-экономического режима, в котором функционируют участники этого рынка, в направлении создания комплекса условий для поэтапного формирования полноценного рынка газа.

Глава 2. Развитие рынка газа в Российской Федерации.
2.1. Цели, задачи и принципы формирования рынка газа.
Целью развития рынка газа является создание условий для устойчивого функционирования и развития экономики страны и социальной сферы, повышение эффективности добычи, транспорта, хранения и потребления газа, обеспечение надежного газоснабжения платежеспособных потребителей и развитие газификации в России, выполнение международных обязательств по поставкам газа, а также поддержание необходимого уровня и устойчивого развития сырьевой базы в ближайшей и долгосрочной перспективе.
Формирование рынка газа предполагает решение следующих основных задач:
• создания эффективного механизма использования резервов и новых технологий, направленных на снижение издержек в сфере производства, транспорта, хранения, распределения и сбыта газа, улучшения финансового состояния организаций отрасли;
• ликвидации диспропорций развития газового рынка, сдерживающих производственное развитие газовых компаний, снятия административных ограничений и расширения сферы применения рыночных механизмов;
• формирования оптимальной структуры топливно-энергетического баланса страны, рационального использования газа и стимулирования газосбережения во всех сферах экономики;
• создания благоприятных условий для освоения новых месторождений, строительства и эксплуатации новых мощностей по транспорту, хранению и распределению газа, стимулирования новых производителей газа;
• повышения открытости торговли. Создания торговых площадок и определения принципов взаимодействия с субъектами рыночной инфраструктуры. Повышения открытости информации, характеризующей спрос и предложение на рынке. Развития долгосрочных отношений и инструментов срочного рынка;
• поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования в газовой отрасли и совершенствования системы поддержки малообеспеченных слоев населения;
• сохранения и развития инфраструктуры газоснабжения, включающей в себя промыслы, магистральные и распределительные сети, хранилища газа и систему диспетчерского управления;
• улучшения нормативной правовой базы функционирования отрасли в рыночных условиях.
Формирование рынка газа в Российской Федерации осуществляется под контролем и при непосредственном участии государства и основывается на следующих принципах:
• развития конкуренции в сфере добычи газа и оказания услуг (проектирование, строительство, ремонт и др.) в газовой отрасли;
• торговли газом на основе расширения сферы нерегулируемого сегмента рынка, включая биржевую торговлю;
• развития межтопливной конкуренции (газ, мазут, уголь и другие);
• проведения тарифной политики, обеспечивающей экономическую обоснованность регулируемых цен (тарифов) с учетом самофинансирования газовой отрасли, постепенный переход от государственного регулирования цен на газ к рыночному формированию цен на основе спроса и предложения;
• обеспечения финансовой прозрачности регулируемых государством видов деятельности;
• защиты потребителей газа и иных субъектов газового рынка от недобросовестной конкуренции и монопольных действий;
• обеспечения недискриминационного доступа к свободным мощностям магистральных и распределительных газопроводов всем производителям газа в соответствии с установленными правилами;
• обеспечения прав и гарантий инвесторов, кредиторов и акционеров;
• сохранения Единой системы газоснабжения как основы газообеспечения России;
• деконцентрации внутреннего рынка газа за счет появления на нем новых хозяйствующих субъектов как отечественных, так и зарубежных;
• постепенного дерегулирования сложившихся экономических и хозяйственных отношений;
• обеспечения всем участникам рынка равных условий осуществления хозяйственной деятельности на рынке газа в соответствии с действующим законодательством.

2.2. Необходимые условия развития рынка газа.
Одним из основных условий формирования рынка газа и реализации целей, задач и принципов его развития является участие государства в этом процессе. Участие государства предусматривает создание финансово-экономических условий для развития рынка газа (ценовая, налоговая и денежно-кредитная политика, социальная и антимонопольная политика, обеспечение охраны природы и др.), контроль и использование эффективных инструментов регулирования.
Формируя условия развития и поддержки, а также правила работы на рынке газа, государство не вмешивается в хозяйственную деятельность субъектов рынка, сохраняя за хозяйствующими субъектами право самостоятельно определять эффективные направления их деятельности на рынке газа.
Функционирование свободного рынка любого товара предусматривает согласование договорных цен между продавцом и покупателем и количества реализуемого товара. Важнейшим условием развития рынка газа в России является отказ от практики государственного регулирования оптовых цен на газ и поэтапный переход к государственному регулированию тарифов в сфере естественной монополии на транспортировку газа. Учитывая сложившиеся трудности в экономике России и необходимость экономического подъема многих ее отраслей, Концепция рынка газа предусматривает постепенное развитие нерегулируемого сегмента рынка газа.
Важнейшим условием формирования и развития рынка газа является платежеспособный спрос. Это комплексная проблема, требующая, с одной стороны, развития экономики, а с другой, — развития газовой промышленности.
Принимая во внимание, что в последнее время происходило снижение объемов добычи газа, а также, учитывая, что цикл освоения новых месторождений и строительства новых газотранспортных мощностей составляет 5 лет и более, одним из основных условий развития рынка является создание уже на первом этапе необходимых финансово-экономических условий, стимулирующих инвестиционную активность в газовой промышленности, в том числе путем совершенствования системы налогообложения.
Наряду с совершенствованием инвестиционной политики необходимо повышение роли государства в области газосбережения, а также сокращение сфер нерационального использования газа. Речь, прежде всего, идет о сокращении использования газа в качестве топлива и оптимизации топливно-энергетического баланса страны.
Развитие этих процессов должно быть связано, с одной стороны, с государственной поддержкой развития угольной промышленности и стимулированием внедрения новейших газосберегающих технологий в экономике страны, а с другой, — с созданием норм и правил для потребителей газа, включая поставку газа в объемах, соответствующих установленным нормам расхода, и контроля за их выполнением.
Безусловно, государственная поддержка развития газовой промышленности в направлении создания полноценного рынка газа должна сопровождаться как защитой потребителей от монопольных действий производителей, так и поддержкой малообеспеченных слоев населения при росте розничных цен на газ.
В конечном итоге, основополагающие условия развития рынка газа предусматривают участие в их формировании и контроле, как государства, так и хозяйствующих субъектов, и включают:
• наличие необходимых для покрытия спроса мощностей по добыче, переработке, транспортировке и хранению газа, включая и выполнение международных соглашений и долгосрочных контрактов по экспорту газа;
• установление цен на газ при их государственном регулировании с учетом эффективности его использования, а в ближайшие три года, как минимум, на уровне обеспечения самофинансирования газовой отрасли и последующий переход на договорные рыночные цены на газ при государственном регулировании тарифов на его транспортировку;
• создание стимулирующих условий для роста добычи газа, в том числе для независимых производителей;
• государственная поддержка развития мощностей и рынка услуг по транспортировке и хранению газа участниками рынка;
• контроль за обеспечением недискриминационного доступа независимых организаций к свободным транспортным мощностям и упрощение процедуры его оформления;
• обеспечение благоприятного, привлекательного инвестиционного климата для проектов развития газовой отрасли для российских и зарубежных инвесторов в интересах всех участников рынка;
• введение дифференцированных налоговых платежей, способствующих эффективной эксплуатации месторождений газа с падающей добычей;
• создание налоговых условий, для разработки новых месторождений и строительства газопроводов, прежде всего, в труднодоступных районах и в районах со сложными условиями добычи, а также организациям, осуществляющим такое строительство;
• введение специального налогового режима, стимулирующего разработку малых локальных месторождений для обеспечения газом отдельных регионов;
• создание правил и нормативов, направленных на эффективное использование топливно-энергетических ресурсов и проведение энергосберегающей политики.

2.3. Регулируемый и нерегулируемый сегменты рынка газа.
На рынке газа Российской Федерации функционируют регулируемый и нерегулируемый сегменты рынка.
Регулируемый сегмент рынка газа — это рынок, на котором государство применяет формы прямого регулирования, предусмотренные законодательством, в том числе, путем утверждения цен (тарифов), а также установления балансовых заданий по поставкам газа потребителям.
Нерегулируемый сегмент рынка газа — это рынок, на котором отношения его участников определяются договорами и соглашениями по объемам поставок газа, предусмотренным в балансе для реализации на нерегулируемом сегменте по договорным ценам, формируемым на основе спроса и предложения. Контроль за действиями субъектов этого рынка, занимающих доминирующее положение, осуществляется в соответствии с антимонопольным законодательством Российской Федерации.
Развитие рынка газа осуществляется в направлении увеличения доли нерегулируемого сегмента рынка до полной ликвидации сегмента рынка, на котором применяется прямое регулирование.
Состав участников рынка газа включает производителей газа, газосбытовые компании, операторов инфраструктуры (газотранспортные организации), газораспределительные организации, и потребителей газа.

2.4. Развитие нерегулируемого сегмента рынка и торговли газом.
Развитие нерегулируемого сегмента и формирование конкурентного рынка газа будет осуществляться в условиях, при которых на российском рынке газа главным поставщиком является ОАО «Газпром». Доминирующее положение на российском рынке газа занимает регулируемый сегмент. Расширение сферы нерегулируемого сегмента рынка, на котором цены формируются под воздействием спроса и предложения, будет осуществляться постепенно по мере отработки рыночных механизмов взаимоотношений участников этого сегмента рынка, а также увеличения объемов производства газа для этого сегмента, в том числе за счет роста добычи газа независимыми производителями.
Для отработки этих механизмов, определения рыночной стоимости природного газа на нерегулируемом сегменте рынка организуются торги газом, включая биржевую торговлю. На начальном этапе определяются источники и объемы тех ресурсов газа, которые будут направлены для продажи по рыночным ценам. При формировании ежегодных балансов газа в России, утверждаемых Минэнерго России по согласованию с Минэкономразвития России, часть ресурсов газа в количестве от 5% до 15% от объемов реализации газа российским потребителям ОАО «Газпром» резервируется для продажи на нерегулируемом сегменте рынка без распределения по конкретным потребителям. Объем газа, реализуемый независимыми поставщиками на нерегулируемом сегменте рынка, также определяется в ежегодных балансах газа. Указанные ресурсы газа реализуются по рыночным ценам на торгах и по прямым договорам, заключенным с потребителями.
Право продажи газа по рыночным ценам на торгах или по прямым договорам предоставляется также поставщикам по следующим объемам газа:
• невыбираемым потребителями по заключенным договорам и контрактам в рамках регулируемого сегмента;
• исключенным на законных основаниях из объемов, подлежащих поставке по договорам, заключенным на регулируемом сегменте рынка, в связи с неплатежеспособностью потребителей;
• дополнительно добытым сверх учтенных в балансе газа;
• добываемым на малых месторождениях;
• добытым из угольных пластов;
• поставляемым в новые регионы газификации, использовавшие ранее другие, альтернативные, виды топлива;
• поступающим в Россию из других государств.
Покупатели газа (конечные потребители и перепродавцы) самостоятельно принимают решение о приобретении газа по рыночным ценам на торгах или по прямым договорам.
Объем газа, реализуемого (покупаемого) на торгах каким-либо производителем (покупателем), не должен быть доминирующим по отношению к объему газа, реализуемого (покупаемого) другими производителями (покупателями).
Процедура ежегодного увеличения объемов газа, подлежащих реализации по рыночным ценам, в условиях доминирующего положения регулируемого сегмента рынка газа в значительной мере должна обеспечить принципиальное условие — возможность различных покупателей газа добровольно пользоваться услугами торговой площадки или заключать прямые договоры при наличии у них потребности и возможности приобретать газ по рыночным ценам.
Исходя из указанных принципов формирования объемов газа, поставляемых для продажи на нерегулируемом сегменте рынка газа, основными поставщиками и покупателями на торгах предполагаются:
• независимые поставщики газа или уполномоченные ими организации;
• ОАО «Газпром», ООО «Межрегионгаз» и другие уполномоченные организации;
• промышленные потребители газа, включая электростанции, и другие потребители;
• газосбытовые организации.
Для обеспечения нормального функционирования торговой площадки (биржи) разрабатываются Правила ее работы и осуществления торгов. В этих правилах должны быть отражены ограничения на участие в торгах:
• к покупке газа допускаются потребители, имеющие технологические возможности его приема и потребления;
• к продаже газа допускаются только поставщики, располагающие его ресурсами для продажи по рыночным ценам на законных основаниях.
Правила должны содержать положения о мониторинге цен, сформированных на торгах.
Торговля газом осуществляется при наличии подтверждений ОАО «Газпром» и газораспределительными организациями о возможности транспортировки предлагаемого к торгам газа по газотранспортным сетям, в том числе о праве доступа к ГТС Газпрома и газораспределительным сетям.
Одновременно с разработкой Правил рыночной торговли вносятся отдельные поправки в действующие нормативные документы, регламентирующие порядок поставки газа на внутренний рынок. В Правилах поставки газа в Российской Федерации, утвержденных Правительством Российской Федерации (1998 г.), увеличивается коэффициент повышения стоимости газа при его несанкционированном отборе в рамках регулируемого сегмента до трехкратного уровня стоимости газа, реализуемого по регулируемым оптовым ценам.
Помимо оформления контракта купли-продажи газа независимые поставщики или потребители, приобретающие у них газ, должны заключать с ОАО «Газпром» или его уполномоченными газотранспортными организациями, а также с газораспределительными организациями договоры на транспортировку соответствующих объемов газа.
На торгах цена на газ для конечного потребителя будет складываться из цены, определяемой в процессе торгов, торгового сбора, утвержденного в установленном порядке, и регулируемых тарифов на услуги по транспортировке газа по газотранспортным сетям.
Акциз и другие налоги взимаются в порядке, установленном законодательством.
На последующих этапах развития рынка газа, когда доминирующее положение постепенно займет нерегулируемый сегмент рынка газа, для участников рынка газа будут устанавливаться объемы поставки газа определенным категориям потребителей (бюджетным организациям и населению, а затем только населению) по регулируемым ценам.

Глава 3. Развитие производственной, транспортной и сбытовой инфраструктуры, обслуживающей рынок газа.
3.1. Производители газа.
Производителями газа являются добывающие организации ОАО «Газпром», региональные и независимые производители, включая нефтяные компании.
В составе Единой системы газоснабжения (ЕСГ) функционируют отдельные юридические лица (общества с ограниченной ответственностью) по добыче газа в форме 100% дочерних обществ ОАО «Газпром».
Независимые производители, самостоятельно реализующие газ потребителям, используют на первом этапе развития рынка газа свободные мощности газотранспортных систем ЕСГ или региональных систем. По мере увеличения объемов добычи газа независимыми производителями и недостатка мощностей ЕСГ необходимо расширение газотранспортных систем. Необходимо создание условий, стимулирующих независимых производителей принимать долевое участие в строительстве новых транспортных мощностей или финансировать строительство собственных газотранспортных систем.
По мере освоения малых газовых месторождений, обеспечивающих газом крупные региональные центры, также будет развиваться независимая транспортная инфраструктура.
Необходимо создание комплекса мер и, прежде всего, экономических условий для развития независимых производителей и обеспечения самофинансирования отрасли в целом. По мере развития конкуренции в добыче газа за счет появления независимых производителей будет формироваться конкурентная среда в добыче и торговле.
Развитие добычи газа в целях удовлетворения платежеспособного спроса российских потребителей и выполнения международных договоров обусловливает необходимость увеличения объема геологоразведочных работ для обеспечения достаточных разведанных запасов газа.
Для расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли необходимо развивать опережающими темпами поисковые работы, прежде всего в нефтегазоносных районах, и обеспечить приросты разведанных запасов. Кроме того, требуется совершенствование лицензионной политики в газовой отрасли, стимулирующей освоение новых месторождений.
В конечном итоге необходима практическая реализация программы обеспечения минерально-сырьевой базой газовой отрасли с учетом ее перспективного развития. На базе данных по разведке и разработке месторождений будут сформированы генеральные схемы развития добычи природного газа и транспортных систем.

3.2. Транспортировка газа.
3.2.1. Транспортировка газа осуществляется по магистральным газопроводам, принадлежащим ОАО «Газпром», и газораспределительным сетям, находящимся в собственности самостоятельных юридических лиц.
Деятельность по транспортировке газа по трубопроводам относится к сфере естественной монополии и подлежит государственному регулированию в соответствии с действующим законодательством.
3.2.2. Для осуществления транспортировки газа по магистральным газопроводам ЕСГ в ОАО «Газпром» в настоящее время функционирует 17 газотранспортных организаций в организационно-правовой форме обществ с ограниченной ответственностью со 100% долей ОАО «Газпром» в их уставных капиталах. Все имущество, связанное с эксплуатацией газотранспортной инфраструктуры (магистральные газопроводы, компрессорные станции и иные объекты), передано газотранспортным компаниям в аренду. Эти компании осуществляют свою деятельность по договорам с ОАО «Газпром». Независимым организациям обеспечивается недискриминационный доступ к свободным мощностям газотранспортных систем в порядке, установленном Правительством Российской Федерации. Наряду с транспортировкой газа газотранспортные организации осуществляют его хранение в подземных хранилищах.
Учет и отчетность в дочерних организациях производится раздельно по видам деятельности.
ОАО «Газпром», централизуя финансовые ресурсы (собственные и заемные), как материнская компания, ежегодно разрабатывает и утверждает планы капитальных вложений с выделением в них объектов строительства и реконструкции, подлежащих инвестированию, в увязке с развитием добычи. С газотранспортными компаниями заключаются инвестиционные договоры как на реконструкцию, так и на новое строительство.
В связи с прогрессирующим старением трубопроводных систем особое внимание будет уделяться реализации комплекса мероприятий, которые обеспечивали бы их промышленную и экологическую безопасность, а также поддержание пропускной способности газотранспортных систем в проектных объемах в зависимости от фактического технического состояния.
Финансирование мероприятий по поддержанию и модернизации действующих магистральных газопроводов должно осуществляться как через механизм амортизационных отчислений, так и посредством учета в регулируемых тарифах необходимой для этого прибыли.
По мере увеличения объемов газа, добываемого независимыми производителями, и газификации других регионов страны, не охваченных Единой системой газоснабжения, наряду с ЕСГ, будут развиваться независимые от ГТК транспортные компании — собственники магистральных газопроводов.
Газотранспортные компании и другие независимые транспортные компании заключают договоры на транспортировку газа с производителями, поставщиками, покупателями газа в соответствии с действующим законодательством.
Тарифы на хранение газа должны обеспечивать развитие мощностей ПХГ. В целях повышения надежности газоснабжения, особенно в период пиковых нагрузок, необходимо реализовать программу работ на период до 2004 г. по доведению суточной производительности ПГХ в декабре — феврале до 550 млн. куб. м, а на период до 2008 года до 700 млн.куб.м.
Особое значение подземные хранилища имеют для крупных потребителей с непрерывным циклом производства. Такие хранилища не только позволяют им закупать «летний» газ в необходимых объемах, но и существенно повышают надежность их газообеспечения.
Кроме того, как показал мировой опыт, при развитии рынка и покупке газа по договорным ценам этот газ, с учетом снижения на него спроса в летний период, существенно дешевле «зимнего» газа, что повышает эффективность газохранилищ.
В Единой системе газоснабжения сохраняется система диспетчерского управления (ЦПДУ). ЦПДУ является сложным техническим и организационно-правовым звеном управления системой газоснабжения, оно осуществляет все оперативно-технические, плановые, учетные, представительские и другие функции через производственно-диспетчерские службы, входящие в общества по добыче газа, его транспортировке и подземному хранению, и диспетчерские центры в Тюмени, Софии, Берлине. Эти диспетчерские подразделения (ОДУ) на местах обеспечивают ЦПДУ информацией, осуществляют обратную связь при выполнении команд ЦПДУ, при этом они юридически и административно подчиняются руководству газодобывающих и газотранспортных обществ, представительству ОАО «Газпром» в г. Тюмени, ООО «Газэкспорт». Более 90% всей диспетчерской информации (в обоих направлениях) передается и принимается по системам коммуникаций, принадлежащим ОАО «Газпром» и неразрывно связанным с Единой ведомственной системой передачи данных, системами телемеханики, автоматики линейной части, компрессорных станций, станций подземного хранения газа, газоперерабатывающих комплексов и т.д.
Диспетчерская структура ОАО «Газпром» управляет режимами работы и координирует деятельность объектов по добыче, транспортировке, хранению газа всех производителей, включая независимых поставщиков, пользующихся инфраструктурой ЕСГ, в частности ее транспортной системой. Занимается балансами (годовыми, месячными, суточными и часовыми) и распределением газа, как в России, так и за ее пределами.
Как субъект рынка газа ОАО «Газпром» через ЦПДУ осуществляет непрерывный диспетчерский контроль за деятельностью всех объектов ЕСГ, включая графики ремонтов объектов системы, что обеспечивает надежность газоснабжения потребителей.
Диспетчерское управление региональными системами газоснабжения и другими системами, независимыми от ЕСГ, осуществляется собственниками этих систем самостоятельно.
3.2.3. Независимые производители, самостоятельно реализующие газ потребителям, используют на первом этапе развития рынка газа свободные мощности газотранспортных систем ЕСГ или региональных систем.
Увеличение объемов добычи независимыми газодобывающими предприятиями, появление новых регионов добычи и потребления газа потребует значительных капитальных вложений в расширение и реконструкцию газотранспортной системы, собственником которой является ОАО «Газпром». В перспективе при значительном увеличении объемов добычи независимыми предприятиями появится необходимость строительства новых магистральных газопроводов.
Предусматривается, что независимые производители должны компенсировать осуществляемые ОАО «Газпром» инвестиции в расширение и реконструкцию газотранспортной системы, включая сопутствующую инфраструктуру (ЛЭП, железнодорожные пути и автодороги и др.), необходимые для транспортировки объемов газа, добываемого (планируемого к добыче) независимыми производителями. Компенсация может осуществляться путем платы за подключение к газотранспортной системе ЕСГ и/или паушальной платы за пользование расширенными и реконструированными мощностями газотранспортной системы на основе долгосрочных гарантированных договоров на условиях «транспортируй или плати». Возможен также механизм финансирования указанного расширения и реконструкции с последующим возвратом средств за счет амортизационных отчислений, или на других взаимоприемлемых договорных условиях. Плата за подключение и тарифы за пользование расширенными и реконструированными мощностями должна обеспечить норму доходности соответствующих инвестиций на уровне не ниже корпоративных требований ОАО «Газпром».
Строительство новых газопроводов будет осуществляться за счет средств компаний, заинтересованных в их строительстве и использовании.
3.2.4. Газораспределительные организации (ГРО) оказывают услуги по транспортировке газа по распределительным газопроводам, покупке и продаже газа средним и мелким потребителям. По мере развития сбытовых компаний, включая независимые, функции сбыта в ГРО должны передаваться этим компаниям. Деятельность ГРО является естественно монопольной и подлежит государственному регулированию.
Все имущество, связанное с эксплуатацией распределительных газопроводов, находится в собственности ГРО. В целях оптимизации деятельности ГРО допускается их укрупнение до 1 — 3 действующих в каждом регионе.
Государственное регулирование ГРО предусматривает регулирование тарифов по транспортировке газа и снабженческо-сбытовых услуг при обязательном раздельном учете затрат по этим видам деятельности. Кроме того, контролируется соблюдение недискриминационного доступа к газораспределительным сетям в соответствии с действующим законодательством.
В целях повышения финансовой устойчивости ГРО будет принят ряд дополнительных мер, в том числе будет определена система критериев устойчивого финансового состояния ГРО и система гарантий обеспечения их соблюдения, в том числе посредством установления обоснованности тарифов на услуги ГРО.
Будет активизирован механизм использования регулируемых целевых инвестиционных надбавок, используемых для развития газораспределительных сетей.
Будут приняты меры, направленные на стимулирование развития газификации, включая упрощение порядка согласования проектов, определения системы их финансирования и обеспечения финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности ГРО.
ГРО, находящиеся в государственной и муниципальной собственности, по мере достижения ими финансовой устойчивости и адекватной рыночной оценки их стоимости могут быть приватизированы в целях повышения эффективности их работы и привлечения стратегических инвесторов.

3.3. Сбытовые организации.
В настоящее время ОАО «Газпром», как субъект рынка, осуществляет меры по совершенствованию системы поставок газа на регулируемый и нерегулируемый сегменты рынка; в том числе, путем установления прямых договорных отношений с крупными потребителями газа.
Развитие нерегулируемого сектора газа в соответствии с настоящей Концепцией предусматривает не только определение объективного уровня рыночной цены для потребителей, но и необходимость использования дополнительных доходов от конкурентной цены на газ по сравнению с альтернативными видами топлива на финансирование инвестиций производителей в добычу и транспортировку газа. Решение такой задачи обусловливает необходимость регулирования снабженческо-сбытовых надбавок, обеспечивающих рентабельную деятельность, для всех организаций, реализующих газ конечным потребителям.
По мере развития рынка газа снабженческо-сбытовой деятельностью ГРО перестанут заниматься, сосредоточив свои усилия на развитии и эксплуатации газораспределительных сетей.
При достижении газовой промышленностью оптимальных объемов добычи и поставки газа с учетом удовлетворения платежеспособного спроса, будут созданы условия для отмены регулирования снабженческо-сбытовых надбавок.
В условиях сформированной развитой рыночной системы сбыта газа потребители будут иметь возможность выбора в приобретении газа на торговых площадках, у сбытовых структур ОАО «Газпром», либо у независимых производителей (поставщиков).

Глава 4. Основные финансово-экономические условия для развития рынка газа.
4.1. Совершенствование ценообразования.
Ключевым условием развития конкурентного рынка газа является осуществление мер по повышению эффективности ценовой политики и внедрению рыночных принципов ценообразования.
Политика цен должна осуществляться исходя из следующих задач и принципов:
• совершенствования системы ценообразования, направленного на обеспечение финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности организаций газовой отрасли;
• установления в регулируемом секторе рынка газа цен (тарифов) с учетом возмещения обоснованных затрат, обоснованной нормы прибыли на капитал, обеспечивающей развитие производства и финансирование других необходимых расходов. Определение исходя из этого прогнозной динамики среднего изменения регулируемых цен на газ в среднесрочной и долгосрочной перспективах;
• поэтапного дерегулирования рынка газа (отказ от регулирования конечных цен на газ и переход к регулированию тарифов на услуги по его транспортировке), расширения нерегулируемого сегмента этого рынка и сферы применения рыночных цен на газ, формируемых на основе спроса и предложения, придания газовой отрасли равноправного положения в ценообразовании на рынке энергетических ресурсов;
• оптимизации ценовых пропорций и соотношений при межтопливной конкуренции, учитывающей потребительские свойства газа и спрос на него, формирования рациональной структуры топливно-энергетического баланса страны, а также стимулирования газо- энергосбережения потребителями;
• совершенствования поясной дифференциации регулируемых цен на газ, а также установления сезонных цен на него;
• прекращения практики субсидирования поставок газа на внутренний рынок за счет его экспорта, а также перекрестного субсидирования отдельных категорий потребителей газа;
• обеспечения участникам рынка газа экономических условий для поиска, разведки и освоения месторождений газа, его добычи, транспортировки, хранения и поставки потребителям, привлечения для этого необходимых инвестиций;
• развития нерегулируемого сегмента рынка газа, включая торги, за счет газа, реализуемого независимыми производителями, импортного газа и части газа, добываемого ОАО «Газпром»;
• контроля за соблюдением регулируемых государством цен (тарифов) на регулируемом сегменте рынка и антимонопольного контроля на нерегулируемом сегменте рынка.
Для практической реализации этих принципов политики цен потребуется несколько этапов.
В условиях недостаточно развитой конкурентной среды в сфере добычи российского газа и незначительной доли независимых производителей на рынке газа, основным инструментом ценовой политики остается регулирование оптовых цен. При их формировании учитываются обоснованные затраты, включая прогнозные цены на продукцию (услуги), потребляемую организациями газовой отрасли для осуществления регулируемых видов деятельности, а также размер прибыли, необходимой для развития производства (с учетом прогнозируемой прибыли от экспорта) и финансирования других обоснованных расходов. При этом в ОАО «Газпром» ежегодно разрабатывается и реализуется программа снижения издержек.
Одним из основных условий развития рынка газа является реализация Программы поэтапного совершенствования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке.
В соответствии с Программой, к 2006 году включительно, необходимо обеспечить поэтапное повышение цен (тарифов) на газ с таким расчетом, чтобы их уровень обеспечивал возмещение обоснованных затрат, обоснованной нормы прибыли на капитал, учитывающей средства на развитие производства и финансирование других необходимых расходов, а на последующих этапах — потребительские свойства газа, и позволял внедрить межтопливную конкуренцию на рынке энергетических ресурсов.
Параметры изменения регулируемых цен (тарифов) на газ (коэффициент к предыдущему году без учета инфляции).
2003 год 2004 год 2005 год 2006 год
1. Изменение цен на газ 1.20 1.21 1.16 1.14
Расчеты в таблице — выполнение в налоговых и других условиях 2002 года.
При выполнении Программы поэтапного совершенствования цен на газ и повышении их уровня за четыре года в 1,9 раза (без учета инфляции) газ, реализуемый на внутреннем рынке, по-прежнему, останется дешевым видом топлива, несмотря на его технологические и экологические преимущества.
Изменение уровня регулируемых цен (тарифов) на газ должно осуществляться органом государственного регулирования естественных монополий по указанной Программе на основе заранее определенных параметров, рассчитанных с учетом предусмотренных бюджетом темпов инфляции. Сведения об изменении цен на газ доводятся заблаговременно до производителей и потребителей газа.
Параллельно с совершенствованием уровня регулируемых цен (тарифов) необходимо осуществлять постепенный переход от административных принципов ценообразования к рыночным методам путем расширения нерегулируемого сегмента газового рынка, на котором цены формируются под воздействием спроса и предложения.
Ценовая политика будет осуществляться последовательно с решением следующих задач.
Первоначально в течение 2-х лет формируется нерегулируемый сегмент на рынке газа, включая торги, происходит постепенная трансформация регулируемого рынка газа в двухсегментный — регулируемый и нерегулируемый.
В этот период осуществляется:
• практическая реализация принципов ценообразования на регулируемом сегменте рынка, включающих в себя учет в цене газа обоснованных затрат, обоснованной нормы прибыли на капитал, обеспечивающей развитие производства и финансирование других необходимых расходов; проведение с заранее объявленными параметрами поэтапного совершенствования регулируемых государством цен на газ и тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых производителей, с учетом возмещения обоснованных затрат, нормы прибыли на капитал, обеспечивающей развитие производства и финансирование других необходимых расходов, что обеспечит в дальнейшем оптимизацию ценового паритета газа с альтернативными видами топлива;
• совершенствование территориальной дифференциации регулируемых цен и установление сезонных цен на газ;
• сокращение перекрестного субсидирования потребителей;
• формирование цен на нерегулируемом сегменте рынка с учетом спроса и предложения;
• организация мониторинга и контроля за соотношением цен на газ и альтернативные виды котельно-печного топлива, как на нерегулируемом, так и на регулируемом сегменте рынка.
Затем в течение 2-3 лет проводится дальнейшая либерализация цен на газ, сокращается до 25-30% доля регулируемого сегмента на рынке газа и увеличивается под антимонопольным контролем, в том числе и через торги, нерегулируемый сегмент рынка газа, создаются условия для формирования сбалансированного рынка газа, оптимизации соотношения цен на газ и альтернативные виды топлива.
На этом этапе решаются следующие задачи:
• отменяется государственное регулирование цен на газ, поставляемый потребителям (кроме населения и бюджетных организаций, покупка газа которыми осуществляется на регулируемом сегменте рынка);
• осуществляется регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным трубопроводам, отнесенные к естественно монопольным видам деятельности, с установлением единых тарифов для всех потребителей газа Российской Федерации при его покупке на нерегулируемом сегменте рынка;
• совершенствуются принципы регулирования тарифов по газораспределительным сетям;
• сохраняется государственное регулирование снабженческо-сбытовых надбавок при реализации газа потребителям на регулируемом сегменте рынка;
• осуществляется антимонопольный контроль за договорными ценами на газ с целью предотвращения их необоснованного завышения доминирующими на рынке производителями;
• на регулируемом сегменте рынка ликвидируется перекрестное субсидирование одних потребителей газа за счет других.
Далее отменяется прямое регулирование цен на газ для всех категорий потребителей при контроле за уровнем цен для населения, а также с введением прямых адресных субсидий для этой группы потребителей при сохранении регулирования тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным и распределительным трубопроводам. Развивается межтопливная конкуренция цен на рынке энергоресурсов. Конкурентные цены оказывают влияние на активизацию работы по газо- и энергосбережению, что в конечном итоге должно привести к снижению издержек производства как у газо-энергоснабжающих организаций, так и у потребляющих отраслей промышленности. Ужесточение условий конкуренции на внешних рынках также обусловливает экономию затрат на производство.
Макроэкономические последствия либерализации цен и их возможного роста не будут значительными. С этой точки зрения основное влияние оказывает уровень цен на газ, потребляемый предприятиями электроэнергетики, поскольку их доля во внутрироссийском спросе на газ наиболее весома (40%), а изменение цен на газ отражается на уровне тарифов на электроэнергию. Однако даже при повышении цен на газ до 50 долларов за 1000 куб. м возможно сужение спроса на газ до 120 млрд. куб. м в год (инвестиции в повышение эффективности использования газа становятся окупаемыми, начиная с цены на газ 35 долларов за 1000 куб. м) и увеличение издержек на покупку газа с 3 до 6 млрд. долларов. Рост тарифов на электроэнергию в этом случае составит в среднем по России 0,3 цента/кВтч, или 15%, что не будет иметь существенного макроэкономического эффекта. При этом следует учитывать, что рост цен на газ для предприятий электроэнергетики в 2,5 раза представляется весьма маловероятным, а при росте цен до 35 долларов за 1000 куб. м рост средних по России тарифов на электроэнергию составит не более 11-12%.

4.2. Совершенствование налогообложения в газовой промышленности.
Система налогообложения газовой отрасли включает общеприменимые налоги, уплачиваемые всеми субъектами экономической деятельности (НДС, налог на имущество, налог на прибыль и т.п.). Кроме того, уплачиваются дополнительно налоги, применяемые по отношению к отдельным сферам деятельности (акциз на газ, таможенные пошлины, налоги, связанные с недропользованием).
Специфическими налогами для участников газового рынка являются акциз на газ и налог на добычу полезных ископаемых.
Акциз на газ уплачивается при реализации газа на внутренний рынок и в страны СНГ в размере 15% от цены реализации и в размере 30% от экспортной цены при поставке газа в страны дальнего зарубежья за вычетом затрат на транспортировку за пределами Российской Федерации. Экономический смысл взимания акциза на газ, реализуемый российским потребителям, в настоящее время полностью утрачен. Акциз уплачивают де-факто в основном производители газа по единой ставке, что фактически приравнивает его природу к налогу на добычу полезных ископаемых, хотя объектом налогообложения формально признается не добытый газ, а реализация газа. В отличие от других видов подакцизных товаров, ставка акциза на газ установлена не в виде конкретной зафиксированной законом суммы средств, взимаемой с определенного количества реализуемого товара, а в процентах от стоимости реализованного газа (15% на внутреннем рынке), и не зависит от финансовых результатов деятельности компаний, поставляющих газ. Это фактически позволяет приравнять акциз к специфическому оборотному налогу для производителей и поставщиков газа. Существующая система взимания акциза, не привязанная к финансовым результатам деятельности по добыче и реализации добытого газа, существенно ухудшает параметры инвестиционных проектов в области развития добычи газа.
Платежи за пользование недрами установлены Законом Российской Федерации «О недрах». Налог на добычу полезных ископаемых с 1 января 2002 года заменил регулярную плату за недра и отчисления на воспроизводство минерально-сырьевой базы. Вместе с тем, этот налог носит уравнительный характер. Ставка налога на добычу полезных ископаемых единая для всех добывающих организаций не учитывает горно-геологические и экономико-географические условия добычи (16,5% от стоимости первого товарного продукта). Прогрессирующая разница в стоимости добычи газа на различных месторождениях, исчерпание запасов сеноманского газа и усложнение условий добычи газа на новых месторождениях требуют модернизации системы налогообложения в целях обеспечения равных условий конкуренции в поставках газа потребителям России. Способом решения проблемы могло бы быть внедрение элементов рентных отношений в налогообложении газодобычи посредством дифференциации ставки налога на добычу полезных ископаемых одновременно с отменой акциза на газ.
Кроме того, при экспорте газа уплачивается вывозная таможенная пошлина, размер которой составляет 5% от таможенной стоимости экспортируемого газа, но не менее 2,5 евро за 1000 кг.
Сложившаяся в газовой отрасли система налогообложения носит по существу фискальный характер. В связи с отменой с 1 января 2002 года акциза на нефть, газ остается единственным видом минерального сырья, облагаемым акцизом. Акцизы на газ составляют почти 60% суммы акцизов, поступающих в федеральный бюджет от всех подакцизных товаров, включая алкогольную продукцию и автомобильный бензин.
В итоге доля налогов в оптовой цене газа, уплачиваемых в бюджеты различных уровней организациями газовой отрасли, значительно выше, чем в других отраслях промышленности. Такое положение сдерживает развитие отрасли и должно быть изменено в направлении создания равных условий для всех участников российского рынка энергоресурсов.
Следует также отметить, что по мере развития нерегулируемого сегмента рынка и реализации газа по договорным ценам изменится и налоговая база для расчета акциза, которой в настоящее время является регулируемая оптовая цена. Кроме того, развитие нерегулируемого рынка газа с множеством продавцов и покупателей делает неэффективным и сам действующий механизм взимания акциза на внутреннем рынке.
В связи с изложенным, для развития рынка газа необходимо совершенствование налогообложения в газовой отрасли. Меры в области налоговой политики в газовой отрасли призваны обеспечить снижение чрезмерного налогового бремени, скорректировать фискальную направленность сложившейся налоговой системы на стимулирование производственной деятельности и инвестиций, и привести систему налогообложения в соответствие с задачами развития конкурентных отношений.
1. Необходимо создать справедливый налоговый режим для газодобывающих организаций, рассчитанный на развитие конкурентных отношений. Для этого акциз, взимаемый на внутреннем рынке, должен быть перенесен на газодобывающие организации и по аналогии с нефтяной промышленностью включен в налог на добычу полезных ископаемых.
2. Для стимулирования эффективного недропользования и обеспечения разработки новых месторождений до их выхода на проектную мощность необходимо предусмотреть снижение (или отмену для отдельных видов запасов) налога на добычу полезных ископаемых для лицензионных участков, вовлекаемых в разработку с определенной даты, например с 1 января 2004 года. В то же время, следует ввести нормы, устанавливающие снижение ставки этого налога на поздних стадиях разработки действующих месторождений.
3. Для инвестиционных проектов, связанных с разработкой новых месторождений в особо экстремальных условиях, например на шельфах, малых локальных месторождений, а также со строительством магистральных газопроводов, могут быть установлены, по аналогии с предусмотренными в статье 18 Налогового кодекса Российской Федерации, специальные налоговые режимы и (или) другие меры государственной поддержки.
4. Налогообложение экспортируемого газа должно быть увязано с уровнем цен на газ на европейском рынке.
5. В целях снижения доли газа в топливно-энергетическом балансе страны и внедрения газосберегающих технологий целесообразно установить специальный налог для потребителей, использующих газ в качестве топлива. Этот налог может быть введен при достижении уровня регулируемой цены газа, обеспечивающего самофинансирование организаций газовой отрасли. Указанный налог на потребителей должен иметь целевое использование — на развитие «негазовой энергетики» и на поддержание угольной промышленности. Для введения этого налога требуется принятие соответствующего дополнения в Налоговый кодекс, в котором предусмотрен исчерпывающий перечень налогов.

4.3. Стимулирование инвестиционного процесса в газовой отрасли и энергосбережения.
Дефицит инвестиционных ресурсов, сложное финансовое состояние отрасли, падение добычи газа на основных месторождениях в связи с их естественным истощением и недостаток транспортных мощностей в случае существенного роста объемов газа, добываемого независимыми производителями, обусловливают неотложность решения вопросов, связанных с инвестиционной деятельностью.
Необходимость активизации инвестиционной деятельности в газовой отрасли предопределяется ее высокой капиталоемкостью, инвестиционной инерционностью и состоянием основных фондов.
Учитывая определенные сложности с заемными средствами, инвестиционная политика в газовой отрасли должна основываться на приоритетном использовании собственных финансовых ресурсов, в том числе финансовых ресурсов структур ТЭК, что наряду с повышением эффективности инвестиционной деятельности потребует реализации адекватной государственной законодательной, налоговой, ценовой и таможенной политики, обеспечивающих создание условий для инвестиций в газовой отрасли. При этом инвестиционные проекты по освоению новых и эксплуатации действующих месторождений, строительству и реконструкции магистральных газопроводов, подземных газохранилищ и других производственных объектов, затраты на осуществление которых учитываются в регулируемых ценах (тарифах), согласовываются с уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.
Необходима также организация долгосрочного внутреннего кредитования отечественных инвесторов по высокоэффективным инвестиционным проектам в газовой отрасли с максимальным использованием отечественных технологий и оборудования.
Формированию благоприятного инвестиционного климата для зарубежных инвесторов должен способствовать экономически обоснованный уровень действующих на внутреннем рынке цен на газ, а также стабильная экспортная политика.
Одной из задач развития полноценного рынка газа является стимулирование внедрения газосберегающих технологий при производстве газа (добыча и транспортировка) и при его использовании в промышленности за счет снижения энергоемкости промышленного производства, поскольку без этого невозможно рассчитывать на создание конкурентоспособной российской экономики, ее адаптирование в мировую экономику и стабильное обеспечение страны энергоресурсами.
В настоящее время в силу ряда причин постепенно утрачены экономические стимулы к энергосбережению, включая газ.
Эту проблему без активной и последовательной государственной политики и поддержки инвестирования газосберегающей техники и технологии не решить.
Необходимой предпосылкой для интенсификации энергосбережения является как можно более быстрый выход внутренних цен энергоносителей на уровень, обеспечивающий полное самофинансирование (включая предстоящие инвестиции) производителей топлива и энергии с последующей их ориентацией на конкурентные цены с другими энергоносителями. При реализации такой ценовой политики можно будет рассчитывать на максимальные объёмы энергосбережения.
Правильная ценовая политика служит необходимым, но не достаточным условием интенсификации энергосбережения. Повышение действенности газосберегающей политики предполагает осуществление со стороны государства целостной системы правовых, административных и экономических мер, стимулирующих эффективное использование энергии, и контроль с применением экономических санкций за перерасход газа. В рамках этой системы необходимо осуществить:
• ужесточение существующих норм, правил и регламентов, определяющих расходование газа и совершенствование правил учёта и контроля за газопотреблением;
• в балансах газа распределение объемов газа по сферам потребления с учетом установленных заданий по газосбережению;
• проведение регулярного энергетического аудита предприятий, в первую очередь газоемких, а также обязательной энергетической экспертизы проектов соответствующих новых предприятий, производств и представление государственных гарантий и прямой финансовой поддержки газосберегающих проектов;
• освобождение от налога на прибыль инвестиций, направляемых на внедрение газосберегающих техники и технологии.

Глава 5. Основные этапы развития рынка газа.
Реализация выбранной стратегии развития рынка газа с учетом осуществления намеченных мер в области ценовой, налоговой и инвестиционной политики должна осуществляться в три этапа.
Первый этап.
На этом этапе в основном сохраняется государственное регулирование оптовых цен на газ для конечных потребителей, использующих газ в качестве топлива и/или сырья. Регулируемые цены устанавливаются исходя из возмещения всех обоснованных затрат и обеспечения расширенного воспроизводства в газовой отрасли.
На газ, реализуемый независимыми производителями, на газ, поставляемый для потребителей в новых регионах газификации, поставляемый сверх договорных объемов, а также на импортный газ применяются договорные цены.
Обеспечение самофинансирования и опубликование уже в 2003 году перспективной динамики цен создаст экономически обоснованную базу для либерализации цен, привлечения инвестиций в газовый бизнес, а также для рационального использования и экономии газа, внедрения газоэнергосберегающих технологий и оборудования.
С учетом зарубежного опыта в ближайшей перспективе должна быть внедрена сезонная дифференциация регулируемых цен на газ.
Будет разработана и утверждена методика формирования единых регулируемых тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, которая впоследствии будет применяться при переходе к договорным ценам на газ.
В целях определения уровня рыночных цен на газ уже на первом этапе будут организованы торговые площадки по реализации газа по свободным ценам и отработаны механизмы их функционирования.
На первом этапе государство определит источники и объемы ресурсов газа, которые будут направлены для продажи газа по рыночным ценам. На торгах могут реализовываться объемы газа, не выбранные потребителями, исключенные из объемов поставки в связи с неплатежеспособностью потребителей, добытые сверх учтенных в балансе газа, включая газ малых месторождений, газ, поставляемый новым потребителям, использовавшим ранее альтернативные виды топлива, а также импортируемый газ.
Уже на первом этапе формирования рынка необходимо создание справедливого налогового режима для газодобывающих и газотранспортных организаций, рассчитанного на развитие конкурентных отношений. Для этого акциз, взимаемый на внутреннем рынке, должен быть снижен до фактически уплачиваемой величины (11%) и перенесен на газодобывающие организации. По аналогии с нефтяной промышленностью он будет включен в налог на добычу полезных ископаемых.
Для стимулирования эффективного недропользования необходимо предусмотреть изменения в налогообложение в газовой отрасли в направлении стимулирования освоения новых месторождений и газовых магистралей в труднодоступных регионах, включая полуостров Ямал.
Налогообложение экспортируемого газа (ставка экспортной пошлины) должно быть увязано с уровнем цен на газ на европейском рынке.
Будет усовершенствован регламент обеспечения доступа независимых производителей (поставщиков) газа к системе магистрального транспорта газа, в котором будет оптимизирована процедура оформления доступа.
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.
Будет внедрена система заключения долгосрочных контрактов с основными потребителями, эффективно использующими газ.
Уже на этом этапе начнет активно функционировать нерегулируемый сегмент рынка газа на базе создания экономических стимулов в ценовых, налоговых условиях, а также будут созданы возможности внедрения газоэнергосбережения в отраслях и производствах, потребляющих газ.
К завершению первого этапа регулируемая цена на газ для промышленных потребителей должна составить 36-40 долл. за 1000 куб. м, а для населения 31-33 долл. за 1000 куб. м. Рыночная цена в 2006 году может достигнуть 45-50 долл. за 1000 куб. м.
Первый этап завершится в 2006 году.
Второй этап.
На этом этапе должны быть созданы и расширены конкурентные сегменты рынка.
Прирост поставок газа должен обеспечиваться независимыми производителями газа, а также его поставками по импорту, что позволит обеспечить конкуренцию между независимыми производителями, ОАО «Газпром», совместными предприятиями по добыче газа, его импортерами, а также конкуренцию газа с альтернативными энергоносителями.
На этом этапе происходит процесс дальнейшей либерализации рынка газа, предусматривающий оптимизацию налогообложения и таможенно-тарифной политики, переход при осуществлении антимонопольного контроля на договорные цены для всех потребителей, кроме населения, для которого сохранится регулирование цен (возможно в форме установления верхнего предела цен).
Одновременно с переходом на договорные цены на газ вводятся регулируемые государством единые тарифы на отнесенную к сфере естественной монополии транспортировку газа по магистральным трубопроводам, обеспечивающие самофинансирование транспорта.
В рамках второго этапа средняя регулируемая цена газа для населения может достичь 36 долл. за 1000 куб. м, а рыночная цена для других потребителей 50-55 долл. за 1000 куб. м. Это не исключает возможности продаж газа по более низким ценам в рамках заключенных ранее долгосрочных контрактов и по более высоким — потребителям с большим потенциалом платежеспособности (в первую очередь, экспортно-ориентированным предприятиям), а также новым производствам, сооруженным в 2003-2007 гг. на основе передовых стандартов газоэффективности.
На этом этапе будут прекращены все виды внутрикорпоративного перекрестного субсидирования ОАО «Газпром» потребителей внутреннего рынка газа за счет доходов от поставок газа на экспорт. В результате будут созданы экономические условия для экспорта газа независимых производителей через единого экспортера — ООО «Газэкспорт».
На втором этапе будет продолжена реализация программы ОАО «Газпром» по реконструкции и техническому перевооружению систем магистральных трубопроводов ЕСГ. Одновременно будут проводиться работы по расширению магистральных трубопроводов в соответствии с утвержденной генеральной схемой развития ЕСГ. Будут осуществлены необходимые меры по модернизации и расширению газораспределительных сетей. Это в совокупности позволит обеспечить условия для транспортировки газа, добытого всеми участниками рынка, не только в текущем периоде, но и в перспективе.
В течение второго этапа в основных газопотребляющих отраслях экономики России будет внедрено газосберегающее оборудование и технологии, что приведет к существенному снижению газо- энергоемкости ВВП.
Срок завершения второго этапа в 2008 году.
Третий этап.
На этом этапе будет сформирован динамично, развивающийся рынок с расширенным присутствием независимых производителей газа, возможностью выбора приобретения газа потребителями непосредственно у газодобывающих компаний или у торговых компаний.
Произойдет полная либерализация рынка газа, в том числе переход к поставкам газа по рыночным ценам для всех категорий потребителей и сохранится только регулирование тарифов в сфере естественной монополии -транспортировке газа по трубопроводам.
Третий этап завершится в 2010 году.
* * *
Реализация положений настоящей Концепции развития рынка газа не потребует внесения кардинальных изменений в законодательство, регулирующее деятельность газовой отрасли и вопросы газоснабжения. Вместе с тем, в процессе либерализации рынка могут быть внесены отдельные изменения в законодательство и в нормативные правовые акты.

________________________________________
Приложение 1
Мировой опыт развития рынка газа
Особенностью западноевропейского рынка является ограниченное количество поставщиков газа в лице 1-2 национальных компаний («Газ де Франс» — Франция; «Газюни» — Нидерланды; «Рургаз» и «Вингаз» — Германия; «Снам» — Италия и др.). Компании-поставщики газа в ряде стран государственные, в Германии и Англии — частные. Однако во всех западноевропейских странах они занимают монопольное положение. Это положение практически не меняется, несмотря на принятие рядом стран Западной Европы директивы по либерализации газового рынка. Реально программы демонополизации рынка газа в этих странах довольно скромные, а рынок остается закрытым.
В силу монопольного положения отдельных компаний на внутренних рынках газа стран Западной Европы практически отсутствует конкуренция типа «газ-газ». Цены на газ формируются преимущественно под влиянием цен конкурентных энергоносителей. Реализация газа осуществляется на основе договоров, включая долгосрочные контракты.
Система газоснабжения в каждой стране соответствует специфическим особенностям национального рынка. Однако практически во всех странах с развитой рыночной экономикой рынок газа координируется с рынком других энергоносителей. Как правило, потребитель имеет оборудование, рассчитанное на два вида топлива. В США наибольшее распространение получили «бивалентные» установки для сжигания топлива, пригодные для работы как на природном газе, так и жидком топливе. Такими установками оснащено более половины промышленных потребителей и потребителей других секторов экономики. Это привело к тому, что наибольший эффект с точки зрения надежности энергообеспечения и национальной энергобезопасности приносит не конкуренция газ с газом, а конкуренция между различными видами топлива. При этом цены на энергоносители, включая природный газ, в США — свободные, а регулируемые цены (тарифы) применяются только в сферах естественных монополий, в частности на услуги по транспортировке газа, как по магистральным, так и распределительным сетям.
В отличие от Западной Европы в США имеет место разветвленная по всей стране система магистральных газопроводов, позволяющая поставщикам и потребителям выбирать наиболее эффективный путь транспортировки газа (не обязательно более короткий, т.к. уровень тарифов по системам различается — более высокие тарифы по новым трубопроводам на период их окупаемости, более низкие — по действующим).
Наличие в целом достаточных транспортных мощностей способствовало тому, что в США наряду с долгосрочными контрактами реализация газа осуществляется и на енотовых рынках.
Развитие спотовых рынков обычно связано с некоторой физической точкой в сети — «газовым центром», где несколько трубопроводов пересекаются, и газ либо физически имеется в хранилищах, либо может быть получен в любой момент по газопроводу. Такой центр представляет собой модель обычного товарного рынка, где в условиях конкуренции устанавливается равновесие между спросом и предложением. Существование конкуренции цен в таких центрах привело к появлению финансовых рынков, аналогичных товарным биржам с использованием различных финансовых инструментов (фьючерсы, опционы и т.д.). Однако опыт газового рынка США показывает, что объемы проданного на таких рынках по различного рода контрактам газа до 10 раз превышают реальное производство и потребление газа.
Это свидетельствует о значительном количестве перепродаж добытых объемов газа, «перетоке» средств от производителей к перепродавцам и по существу может оказать негативное влияние на финансовое состояние газовой промышленности в случае резкого увеличения сделок на енотовых рынках. В период становления российского рынка газа такого рода опыт является неприемлемым.
В большинстве стран за надежность энергоснабжения отвечают национальные правительства. В этой связи государство оказывает влияние и создает условия для формирования рынка энергоносителей.
Опыт реформирования газового рынка в странах с развитой рыночной экономикой показывает, что конкуренция в секторе газа сама по себе не является самоцелью. Более того, она может оказывать неблагоприятные воздействия на эффективность и функционирование газового сектора, если предпосылок для конкурентного рынка не существует и их создание требует чрезмерно высоких вложений. Примером негативного отношения к развитию конкуренции может служить Франция, которая видит преимущества в сохранении государственной монополии.
Несмотря на то, что в Великобритании в 1982 г. был принят закон, разрешающий правительству продать часть своих активов, процесс либерализации газового рынка в этой стране практически начался в 1995 г., когда правительство приняло решение разделить «Бритиш газ» на две — компанию по транспортировке и хранению газа и компанию, работающую в сфере сбыта.
Создание равных условий для поставщиков газа и открытие внутреннего рынка для конкуренции пока не привели к стабильному снижению цен на британском рынке.
Следует отметить, что, преодолевая монополизм в добыче, транспорте и других видах деятельности, газовые компании стран с развитой рыночной экономикой перешли к более высокому уровню монополии — жесткой финансовой централизации всех доходов и расходов. Как показал опыт крупных газовых компаний США, они имеют в своем составе подразделения по добыче, транспортировке, переработке газа при централизации всех доходов и расходов и такая монополия не мешает развитию рыночных отношений между компаниями.
Опыт стран с развитой рыночной экономикой свидетельствует о том, что государственная стратегия развития рынка газа должна предусматривать, прежде всего, надежное обеспечение потребителей, создание благоприятных условий для освоения новых месторождений и систем транспортировки газа, развитие конкурентной среды между различными видами топлива при очень медленной и осторожной демонополизации самой газовой промышленности и определении эффективности структурных изменений на каждом этапе.
Условия функционирования газовой отрасли в России и государствах, прошедших и до сих пор осуществляющих преобразования, весьма различны: существенными особенностями России являются высокая концентрация газодобычи, статус нетто-экспортера и стратегическая роль газа как экспортного ресурса, большие расстояния транспортировки газа из мест добычи в основные газопотребляющие регионы. Это не позволяет всерьез говорить о применимости какой-либо международной модели реформирования для российских условий в качестве единого целого. Более того, во многих странах (в первую очередь в США и странах Европейского союза) опыт преобразований газовой отрасли и газового рынка противоречив, реформы еще не завершены, в значительном числе случаев они либо не принесли желаемого результата, либо, решив часть проблем, создали или потенциально в состоянии создать ряд негативных побочных эффектов, которые впоследствии требовали новых болезненных преобразований.
В целом международный опыт убедительно свидетельствует о том, что ряд базовых принципов государственной политики реформирования следует считать неотъемлемой составляющей эффективной программы модернизации газового рынка в любой стране. К таким принципам относится необходимость смягчения государственного регулирования и либерализации цен как неотъемлемого условия создания привлекательного режима для инвестиций в газовый сектор. В ряде стран, проводивших и осуществляющих реформы (США, где с 1978 г. с целью решения проблем, связанных с оттоком инвестиций из газовой отрасли в результате жесткого регулирования цен был принят Natural Gas Policy Act, определивший сроки и условия дерегулирования цен, а также Канада), либерализация цен и отказ от ряда иных мер государственного регулирования (выдача разрешений на осуществление ряда видов деятельности в секторе газоснабжения) стали основным инструментом экономической мотивации капиталовложений в добычу газа. Следует отметить, что избыточное государственное регулирование, в первую очередь цен, сдерживает развитие всех субъектов газового рынка и в России.
Более того, введение тотального регулирования цен по всей цепочке демонстрирует очевидный негативный эффект для развития рынка (например, опыт США, где длительное время регулировались даже цены добычи газа на скважине, Канады), т.к. регулирование по степени эффективности, очевидно, не может подменить собой рыночные механизмы (там, где применение рыночных механизмов экономически целесообразно).
Необходимо отметить, что в целом проводимая либерализация цен на газ в ряде стран Европейского союза в течение 1998 — 2001 гг. при опережающем спросе на него и сохраняющейся относительной привязке цен нефти и газа не привели к снижению цен на газ. Средневзвешенные цены на наиболее либерализованных рынках за период 1999 — 2002 гг. возросли в среднем до 20%.
Рассматривая зарубежный опыт реформирования газового рынка, следует избежать ошибок, которые в масштабах России, при доминирующем положении газа в топливном балансе страны, в условиях неустойчивой экономики газовой отрасли и наметившихся тенденций дефицитности газа, могут привести к крайне негативным последствиям.
Таблица 1
Потребление газа в отраслях народного хозяйства России в 2001 году
Млрд. куб. м %, от общего объема потребления
Россия, всего 360,7 100
Электроэнергетика 140,6 39
Металлургическая 28,6 7,9
Агрохимическая промышленность 17,8 4,9
Агропромышленный комплекс 10,1 2,8
Нефтехимическая промышленность 6,1 1,7
Коммунально-бытовые хозяйства 30,8 8,5
Население 41,7 11,6
Другие 85,0 23,6
Таблица 2
Спрос мирового энергетического рынка на поставки газа в зоне интересов России
Регионы и страны Спрос на импорт газа, млрд. куб. м
2000 год 2010 год
Страны СНГ и Балтии 78-82 95-101
Страны Восточной Европы 55-59 84-94
Страны Западной Европы 140-145 205-225
Всего Европа 273-296 384-420
Япония 65-67 69-73
Китай 9-20 25-30
Южная Корея 13-15 25-35
Всего страны АТР 85-90 120-140
Итого в зоне экспорта газа России 358-386 504-560
Таблица 2 «а»
Структура потребления природного газа по секторам экономики в Западной Европе
Потребление, млрд. куб. м
2000 год 2010 год
Всего 418,9 521-591
в том числе:
электроэнергетика 99,1 (24%) 153-198 (29-33%)
коммунально-бытовой сектор 169,4 (40%) 196-208 (35-38%)
промышленность 126,6 (30%) 145-158 (27-28%)
прочие 23,9 (6%) 27-28 (5%)
Таблица 2 «б»
Потребление природного газа в Западной Европе
Потребление, млрд. куб. м
2000 год 2010 год
Всего 418,9 521-591
в том числе:
Евросоюз 359,7 473-533
Германия 84,2 102-109
Италия 66,9 77-88
Франция 43 52-57
Турция 14,5 36-44
Таблица 2 «в»
Прогноз среднегодовых темпов прироста спроса на газ в 2000 — 2010 годах (%)
Западная Европа 2,2 — 3,5
Центральная Европа 3,2 — 4,7
Таблица 2 «г»
Потребление природного газа в Центральной Европе
Потребление, млрд. куб. м
2000 год 2010 год
Всего 67,4 92-107
в том числе:
Румыния 16,7 21-24
Польша 11,9 17-23
Венгрия 11,5 15-18
Чехия 9,3 12-13
Таблица 2 «д»
Структура потребления природного газа по секторам экономики в Центральной Европе
Потребление, млрд. куб. м
2000 год 2010 год
Всего 76,4 92-107
в том числе:
электроэнергетика 9,7 (14%) 26-34 (29-32%)
коммунально-бытовой сектор 25,7 (38%) 26-31 (28-29%)
промышленность 28,8 (43%) 33-36 (36-33%)
прочие 3 (5%) 6-7 (7-6%)
Таблица 3
Экспорт природного газа из России (млрд.куб. м)
2000 год 2005 год 2010 год
Объем экспорта, всего 205 245-260 245-275
в страны СНГ 71 70-80 70-80
в дальнее зарубежье 134 175-180 175-195
Таблица 4
Добыча газа в России в 2000 — 2010 годах (млрд.куб. м)
2000 год отчет 2005 год 2010 год
min max min max
Объем добычи, всего 584 600 620 615 655
ОАО «Газпром» 523,1 530 530
других поставщиков 27,9 48,9 91,0
нефтяной промышленности 33,1 35,0 35,0