1.Регулируемый сектор поставок газа

В настоящее время полная стоимость газа для конечных потребителей, использующих газ в качестве топлива или (и) сырья, складывается из регулируемых ФЭК России:

— оптовой цены на газ, устанавливаемой на границе раздела газопроводов высокого и низкого давления;

— тарифа на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям (тариф ГРО);

— платы за снабженческо-сбытовые услуги (ПССУ), оказываемые поставщиками газа конечным потребителям.

Существующие соотношения составляющих конечной цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, по группам потребителей
					руб./1000м3
Наименование	Объем потребления, млрд.м.куб.	Оптовая цена	Тариф ГРО	ПССУ	Конечная цена
1-группа (св. 100млн.м3)	164,40	725,00	55,23	27,89	808,12
2-группа (10-100 млн.м3)	43,20	725,00	69,85	31,35	826,20
3-группа (менее 10 млн.м3)	32,40	725,00	74,72	37,49	837,21
средние по промышленности	240,00	725,00	60,49	29,81	815,30
		88,92%	7,42%	3,66%	100%
Население	43,00	494,00	118,3	44,20	656,50
		75,25%	18,02%	6,73%	100%
Итого	283,00	690	69,27	32,00	791,17
		87,20%	8,76%	4,04%	100%

1.1.Оптовые цены на газ

Оптовые цены в рамках ЕСГ дифференцированы по 7 ценовым зонам. Уровень дифференциации между крайними зонами составляет: по промышленности 44%, по населению 24%. Структура зон в некоторой степени определена их удаленностью от мест добычи газа. Кроме того, оптовые цены устанавливаются дифференцированно для населения, АГНКС (территориальной дифференциации по этой группе потребителей не производится) и прочих потребителей (далее промышленность). Оптовые цены населения составляют 68% от цен промышленности.

Уровень оптовой цены, устанавливаемой на газ, добываемый организациями ОАО «Газпром», определяется Правительством Российской Федерации на основании всестороннего анализа, проводимого ФЭК России, Минэкономразвития России и Минэнерго России. Основные ориентиры изменения среднего уровня оптовых цен на среднесрочную перспективу определены Основными положениями Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2020 года. Необходимо отметить, что приведенные в Энергетической стратегии ориентиры изменения оптовых цен в основном основаны на оценке потребительских свойств природного газа и требованиях возобновления конкуренции между альтернативными видами топлива в целях нормализации топливного баланса страны. С точки зрения обеспечения нормального функционирования ОАО «Газпром» и других организаций-собственников систем газоснабжения данные уровни цен могут оказаться избыточными. Представляется целесообразным по достижении безусловно необходимого уровня оптовых цен на газ (32-35$? 1000м³) проведение периодического анализа достаточности уровня оптовых цен с точки зрения обеспечения нормального функционирования ОАО «Газпром» и других организаций-собственников систем газоснабжения для определения оптимального уровня ставки налога на добычу природного газа — основного регулятора в данной сфере.

Аналогично ситуации с определением уровня тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам при расчете оптовых цен на газ стоит серьезная проблема, требующая подробного описания в методологии, связанная со сложностью выделения расходов, связанных с регулируемым видом деятельности, в частности расходов, связанных с поставкой газа на внутренний рынок.

Зачастую вопросы к ОАО «Газпром» по поводу не вполне прозрачной структуры возникают именно из-за сложной системы внутренних трансакций (основными являются: реализация головной компанией газа на собственные нужды дочерним газотранспортным организациям и передача головной компанией в аренду дочерним организациям основных фондов), и нерегламентированной системы внутреннего ценообразования по этим позициям. В целях урегулирования этой ситуации представляется проводить анализ показателей ОАО «Газпром» (а в случае необходимости и других организаций, осуществляющих регулируемый вид деятельности) на основании консолидированной информации о доходах и расходах с исключением внутренних трансакций — принимая во внимание выручку от реализации газа и услуг по транспортировке только сторонним организациям, а расходы по месту их возникновения. Учитывая, что полный процесс консолидации достаточно трудоемок, в целях определения оптовых цен можно использовать упрощенный подход, заключающийся в исключении только основных внутренних трансакций (перечисленных ранее) общая сумма которых составляет почти 100% от общей их суммы. Последний принцип можно иллюстрировать следующим образом — расходы по добыче газа, использующегося на собственные нужды в транспорте газа, учитываются по месту добычи, расходы на транспортировку указанных объемов газа учитываются в транспорте газа, амортизация основных фондов, числящихся на балансе головной компании, и расходы на их страхование учитываются по головной компании. Для определения полных выделенных данных о добыче, транспорте и хранении газа указанные показатели достаточно просто можно свести аналитическим путем. В целом описанная операция достаточно прозрачна и проста. Кроме того, такой порядок учета позволит свести к минимуму возможность двойного учета при расчете цен и тарифов одних и тех же расходов.

Существенной проблемой в сфере регулирования оптовых цен на газ является распространение решений, принимаемых на уровне Правительства Российской Федерации на основании анализа показателей ОАО «Газпром» и фактически для указанного акционерного общества, по уровню изменения оптовых цен на газ и на другие организации-собственники региональных систем газоснабжения без учета особенностей их работы, которые могут быть достаточно значительны с точки зрения необходимости проведения изменения оптовых цен на газ, отличного от параметров изменения оптовых цен на газ ОАО «Газпром». Так, проводящаяся с 01.01.2004 реформа налогообложения газовой отрасли приведет к значительному увеличению налоговой нагрузки на ОАО «Якутгазпром», ранее не являвшегося плательщиком акциза (реализует сухой отбензиненный газ), что потребует дополнительного увеличения оптовых цен на 10%. Считаем целесообразным принятие решений по указанным организациям на уровне ФЭК России с направлением доклада Правительству Российской Федерации. При этом необходимо в протоколах заседаний Правительства Российской Федерации детализировать запись о том, что определяется уровень изменения оптовых цен на газ, добываемый именно ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами.

Необходимо отметить, что существующие нормы регулирования оптовых цен зачастую избыточны. Так, ими предусматривается регулирование оптовых цен на газ, производимый организациями-собственниками единой и региональных систем газоснабжения, вне зависимости от того, в рамках какой системы газоснабжения этот газ реализуется. Таким образом, газ производимый аффилированными лицами организаций-собственников региональных систем газоснабжения, но реализуемый в рамках ЕСГ, формально подпадает под государственное регулирование (пример — ОАО «НК «Роснефть»). Вместе с тем, такая норма представляется явно избыточной с точки зрения развития рынка газа. Проект изменений в Основные положения формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021, необходимые для оптимизации порядка ценообразования прилагается (приложение 1). Также в указанном проекте рассматриваются вопросы оптимизации тарифного регулирования стоимости обслуживания внутридомового газового оборудования и внедрения модели ценообразования, опирающейся на регулирование нормы отдачи вложенного капитала.

Регулирование оптовых цен на газ в рамках региональных систем газоснабжения производится по закрытому перечню юридических лиц, указанных в нескольких постановлениях Правительства Российской Федерации. Вместе с тем, имеется тенденция расширения этого перечня, требующая своевременного внесения дополнений. Так, на сегодняшний день требуется оперативное внесение в указанный перечень следующих организаций: акционерные общества «Алроса-Газ», «Анива-газ», а также общество с ограниченной ответственностью «Нарьянмарнефтегазпром». Возможен также вариант указания в соответствующих нормативных актах общих параметров региональных систем газоснабжения, при которых автоматически принимается решение о проведении государственного регулирования оптовых цен на газ.

Вместе с тем, необходимо рассматривать и другие аспекты оптимизации структуры и уровня оптовых цен на газ.

· Оптимизация ценовых зон и дифференциации оптовых цен между ними;

· Введение сезонной дифференциации оптовых цен и пиковых надбавок к ним;

· Введение дифференциации оптовых цен исходя из возможности потребителей использовать альтернативные виды топлива;

· Переход с объемных на энергетические единицы измерения газа;

· Ликвидация перекрестного субсидирования населения промышленностью (данный вопрос рассматривается в разделе 1.4.);

· Переход на ценообразование с элементами регулирования возвратности вложенного капитала (данный вопрос рассматривается в разделе 3).

Оптимизация ценовых зон и дифференциации оптовых цен между ними

Существующая в настоящее время в рамках ЕСГ структура дифференциации оптовых цен по 7 ценовым зонам представляется неоптимальной, хотя она и отражает основной принцип зависимости уровня оптовых цен от расстояния транспортировки газа от мест добычи до района его потребления.

Необходимо отметить, что неоптимальны как состав ценовых зон, так и их количество, и уровень дифференциации цен между ними. В результате существуют элементы перекрестного субсидирования регионов, удаленных от мест добычи, регионами, к ним приближенными.

Основными принципами при оптимизации структуры оптовых цен в этой сфере должны быть:

· Прямая зависимость изменения уровня оптовых цен на газ для ценовой зоны от средневзвешенного расстояния его транспортировки до потребителей, расположенных в границах ценовой зоны.

· Определение состава ценовых зон как компактного набора регионов с относительно схожей средневзвешенной протяженностью транспортировки газа до них. Для ЕСГ диапазон протяженности транспортировки до регионов, входящих в одну зону может составлять 300-700 км. Факторами, влияющими на выбор состава ценовых зон, также могут быть размер субъектов Российской Федерации, маршрутизация потоков газа, возможность наличия в рамках одного субъекта Российской Федерации обособленных друг от друга участков систем газоснабжения и др. Примером важности учета маршрутизации потоков газа может служить Оренбургская область. Этот регион является газодобывающим, однако только около 30% газа добываемого в регионе там же и реализуется. При этом 70% газа, потребляемого в регионе, транспортируется на большие расстояния с северных месторождений и этот фактор должен учитываться.

· Учет географических особенностей расположения регионов (дифференциация цен между Сахалинской областью и Хабаровским краем) и масштаба региональных систем газоснабжения;

· Определение перечня расходов субъекта регулирования, связанных с транспортировкой газа и напрямую зависящих от расстояния транспортировки, на основании которых рассчитывается дифференциация оптовых цен по ценовым зонам. По нашему мнению на первом этапе в качестве таковых могут рассматриваться все текущие расходы (расходы, входящие в себестоимость транспортировки, а также сальдо операционных и внереализационных расходов) газотранспортных предприятий, за вычетом расходов, связанных с хранением газа в ПХГ и с понижением давления на выходе из магистральных газопроводов (обслуживание всех ГРС). Указанные расходы должны учитываться при расчете постоянной части оптовых цен наряду с расходами по добыче и переработке газа, а также общесистемными расходами;

· Поэтапное достижение оптимальных ценовых соотношений за 2-3 года.

Необходимо отметить, что при формировании цены газа также возможен учет стоимости альтернативных топливных ресурсов в регионах их добычи или преобладания в топливном балансе.

Различная стоимость добычи газа в различных регионах в данном случае не учитывается, поскольку должна компенсироваться различным уровнем налогообложения.

Представляется целесообразным проведение в рамках ЕСГ изменения состава ценовых зон, их количества и состава (увеличение до 10-12) и увеличения уровня дифференциации между зонами.

Основными препятствиями при проведении работы по этому направлению являются необходимость дополнительного роста цен на газ для регионов, удаленных от мест добычи, на фоне опережающего инфляцию роста цен на газ. Кроме того, ряд регионов, удаленных от мест добычи (Северный Кавказ), характеризуются низкой платежеспособностью и высокой социальной напряженностью, что вызывает дополнительные проблемы. При этом последний фактор осложняется, в том числе, крайне высокой (до 85%) долей потребления газа населением. Отдельная проблема существует в вопросе формирования уровня оптовых цен для Калининградской области. ОАО «Газпром» придерживается мнения, что цена должна учитывать покрытие расходов по транспортировке газа до указанного региона по территории сопредельных государств, что существенно увеличивает размер цены.

В целом для проведения указанной работы необходимо определиться с возможными максимальными темпами изменения оптовых цен для проблемных регионов и координировать бюджетный процесс в части определения субвенций региональным бюджетам с учетом различной ценовой нагрузки. По мнению ФЭК России возможный дополнительный рост оптовых цен не должен превышать 3-5% в год.

Основные подходы к расчету территориальной дифференциации цен приводятся в приложении 2.

Введение сезонной дифференциации оптовых цен и пиковых надбавок к ним

Идеология внедрения порядка дифференциации оптовых цен в зависимости от волатильности графика потребления газа в годовом и краткосрочном временных интервалах достаточно проста — потребители, обеспечивающие его равномерный отбор, должны платить меньше, чем предприятия, потребляющие газ на коротких временных интервалах неравномерно.

С точки зрения основных характеристик спроса на газ и особенностей его потребления целесообразно разделить эту задачу на две составляющие: сезонные перепады потребления и неравномерность потребления газа на коротких временных интервалах, и рассматривать особенности формирования оптовых цен по указанным аспектам отдельно.

Введение сезонной дифференциации цен и повышающих коэффициентов к цене по неравномерно потребляемым в моменты пиковых нагрузок объемам будет объективно моделировать на регулируемом рынке рыночную ситуацию, характерную для либерализованных конкурентных рынков с сезонным характером спроса (газовые рынки США и Великобритании).

Введение сезонной дифференциации оптовых цен предусмотрено Федеральным законом от 05.04.2003 № 42-ФЗ «Об энергосбережении» и должно способствовать оптимизации газопотребления.

Очевидно, что на первом этапе необходимо рассматривать дифференциацию оптовых цен на газ, реализуемый только промышленности. Дифференциация оптовых цен на газ, реализуемый населению, при существующем порядке оплаты населением поставляемого газа представляется нецелесообразной ввиду того, что значительная часть поставляемого населению газа оплачивается по установленным нормам равными долями в течение года. При этом закономерно возникают разбаланс между поставками газа и его оплатой и кассовые разрывы у конечного перепродавца, реализующего газ населению. Введение более высоких в отопительный период оптовых цен на газ, реализуемый населению, только усугубит эту ситуацию.

Основная цель проведения сезонной дифференциации оптовых цен, определяющая и сам порядок расчета сезонных цен — возложение на организации, потребляющие газ в течение отопительного периода, оплаты дополнительных расходов организации-собственника системы газоснабжения, связанных с содержанием избыточной мощности в системе и отвлечением оборотных средств для создания запасов газа, для покрытия сезонных колебаний спроса на газ, без изменения среднего уровня оптовых цен. В результате введения сезонной дифференциации будет снижена нагрузка на предприятия, потребляющие газ равномерно в течение года.

По предварительным расчетам дифференциация уровня летних и зимних оптовых цен составит 10%-15%. Внедрение дифференциации сезонных оптовых цен возможно со 2-го полугодия 2004 года или с начала 2005 года.

Основные подходы к расчету сезонной дифференциации цен приводятся в приложении 3.

Вопрос введения пиковых надбавок к оптовым ценам требует дополнительного анализа. Однако это может быть целесообразным по ряду факторов. Идеология этого механизма достаточно проста — потребители, обеспечивающие его равномерный отбор, должны платить меньше, чем предприятия, потребляющие газ на коротких временных интервалах неравномерно.

Сама система может быть реализована в виде таблицы повышающих коэффициентов к цене, распространяющихся на объемы газа, потребленные сверх равномерного графика потребления в течение месяца. Размер коэффициентов должен зависеть от отношения фактического объема потребления к равномерному графику, зафиксированному в договоре или полученному аналитическим путем. Отклонение фактического объема потребления может рассматриваться как к среднегодовому объему потребления, так и к среднесезонному. Размер коэффициентов может дифференцироваться по сезонному принципу.

Примерная таблица повышающих коэффициентов

Отношение фактического объема потребления к равномерному его графику	1,1-1,3	1,3-1,5	1,5-2	2 и выше
Размер повышающего коэффициента к оптовой цене в летний период	1,03	1,07	1,1	1,15
Размер повышающего коэффициента к оптовой цене в зимний период	1,07	1,15	1,2	1,3

Учитывая, что потребителей, использующих газ идеально равномерно, практически не существует, целесообразно ограничиться пороговым значением неравномерности, при котором повышающие коэффициенты к цене не применяются — например 1,1 (более точно это значение определиться после анализа статистических данных).

Сам механизм расчета повышающих коэффициентов должен основываться на статистике неравномерности потребления газа. При их введении базовый уровень оптовых цен должен быть снижен. При этом выиграют потребители с равномерным графиком использования газа.

Внедрение пиковых надбавок к цене возможно в период 2005-2006 годов.

Введение дифференциации оптовых цен исходя из возможности потребителей использовать альтернативные виды топлива

Идеология внедрения порядка дифференциации оптовых цен в зависимости от возможностей потребителей переходить на альтернативные виды топлива также не вызывает особых вопросов и во многом координируется с существующей на развитых газовых рынках практикой заключения различного вида контрактов — предусматривающих отключение или снижение подачи газа в моменты пиковых нагрузок на систему газоснабжения за счет перехода на альтернативные виды топлива или использования режима экономии и контрактов без возможности ограничения поставки газа.

В данном случае возможность перехода на альтернативные виды топлива с подтверждением возможности их использования потребителем в моменты пиковых нагрузок может служить основанием для предоставления более низкой цены.

В полном мере внедрение различных принятых в мировой практике контрактов возможно, очевидно, после проведения либерализации рынка газа в Российской Федерации. Однако, внедрение некоторой дифференциации оптовых цен по описываемому признаку на основании полной статистической информации возможно уже в краткосрочной перспективе. Хотя определение механизма получения сниженных оптовых цен требует дополнительного обсуждения.

Предложения, изложенные в предыдущих 2-х подразделах, будут способствовать, в том числе, диверсификации используемых потребителями видов топлива и оптимизации топливного баланса страны.

Переход с объемных на энергетические единицы измерения газа.

Сегодня на мировом рынке газа только Россия и страны СНГ для расчетов за газ с потребителями используют объемные, а не энергетические единицы измерения. С учетом предстоящего вступления России в ВТО, принятия Федерального закона «О техническом регулировании», необходимости гармонизации национальных стандартов с международными и других факторов, корректировка методологии ценообразования, предусматривающая учет энергоемкости газа, представляется достаточно актуальной. Кроме перечисленных факторов это позволит также выровнять условия между различными потребителями с точки зрения энергоемкости потребляемого ими газа (изменяющейся в достаточно широких пределах). Особенно это важно в условиях нарастающей доли добычи газа на газоконденсатных месторождениях, имеющего существенно большую объемную теплоту сгорания. Введение предлагаемых норм потребует определенной модификации имеющихся в распоряжении участников рынка систем коммерческого учета газа.

Проведение оптимизации формирования оптовых цен на газ должно быть в обязательном порядке скоординировано с формированием регулируемых тарифов на других рынках и с бюджетов всех уровней.

1.2.Плата за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые поставщиками газа конечным потребителям

Необходимый средний уровень ПССУ был в значительной мере достигнут при ее первичном установлении. В действующем размере ставок ПССУ по различным группам потребителей заложен существенный уровень перекрестного субсидирования (указанная проблема подробно рассмотрена в разделе 2.4.).

В дальнейшем возможен опережающий рост за счет выделения дополнительных источников для установки коммерческих систем учета газа.

Проблема установки систем коммерческого учета расхода газа является достаточно актуальной. Свыше 60% газа, потребляемого населением, реализуется в отсутствие приборов учета по установленным нормам. Необходимо отметить, что эта ситуация имеет глубокие исторические корни — еще в 1962 году распоряжением Совета Министров РСФСР № 507 «в целях дальнейшего снижения стоимости жилищного строительства» было предписано прекращение с 1 сентября 1962 года установки квартирных газовых счетчиков в жилых домах.

В промышленном секторе ситуация несколько лучше, приборы учета в подавляющем большинстве случаев имеются. Проблема заключается в плохом качестве имеющихся приборов учета и недостаточной автоматизации процесса учета.

Невозможность построения цивилизованного рынка газа без решения проблемы его всестороннего учета требует скорейшей разработки методов решения изложенной проблемы.

По новым газифицируемым объектам существующая нормативная база предусматривает в качестве обязательного требования установку счетчиков перед началом поставки газа.

В отношении существующей инфраструктуры потенциально имеются два пути решения:

· создание заинтересованности у населения в установке счетчиков через завышение норм потребления газа;

· создание у поставщиков газа финансовых источников для повсеместной поэтапной установки приборов учета.

Имеющаяся в ряде регионов практика стабильного завышения норм потребления газа показывает, что этим методом проблема не может быть полностью решена. В части пищеприготовления удельные платежи населения настолько малы по сравнению со стоимостью счетчиков, что решение этой проблемы за счет средств населения крайне маловероятно. По другим видам потребления, в первую очередь в части отопления, активность населения в части установки счетчиков несколько выше, однако все равно за счет средств населения устанавливается не более 50% от общего необходимого числа приборов учета.

По нашему мнению кардинально проблема может быть решена с использованием 2-го подхода. Поставщик газа, обладая необходимыми финансовыми источниками, может централизованно решить эту проблему за достаточно короткий срок. При этом целесообразно использовать механизм кредитования и лизинговые схемы, позволяющие распределять финансовую нагрузку по годам и относить ее на себестоимость.

Для решения проблемы учета расхода газа, используемого на пищеприготовление, возможно введение порядка установки одного счетчика на многоквартирные дома с последующим распределением общего объема потребления газа пропорционально числу проживающих в квартирах.

Также с учетом существующих проблем с доступом в жилища целесообразно устанавливать приборы учета с карточной системой оплаты, позволяющие, в том числе, упростить проблему сбора платежей.

1.3.Тарифы на услуги по транспортировке газа

по газораспределительным сетям

Самым проблемным уровнем ценообразования в газовой отрасли представляется в настоящее время тариф на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям (тариф ГРО). С учетом нижеперечисленных факторов можно утверждать, что на сегодняшний день тарифы ГРО не вышли на экономически обоснованный уровень.

Уровень газосбытовой надбавки, так же как и уровень оптовых цен на газ, замораживался в 1996-99 годах (в результате больше половины ГРО работали в убыток). При этом ОАО «Газпром» имело значительные дополнительные доходы от экспорта газа, а ГРО не имело иных значительных источников финансирования своей деятельности. Следствием этой ситуации стало чрезмерное сокращение регулируемыми организациями текущих расходов по сравнению с существующими нормативами в условиях серьезного дефицита финансовых источников. Так, средняя удельная численность работников на 1 км. обслуживаемых сетей составляет 0,26 чел. (норматив составляет 0,5 чел./1 км.), в ряде случаев, как правило в регионах с максимальной степенью газификации, 0,1 чел./км. Средняя заработная плата также ниже обоснованного уровня, тем более по сравнению с организациями ОАО «Газпром» (4,4 тыс.руб.). Но даже при таком небольшом показателе уровня заработной платы доля оплаты труда с отчислениями в себестоимости составляет около 60% (по ОАО «Газпром» и предприятиям энергетики этот показатель около 15%). Таким образом, прочие статьи расходов входящих в себестоимость, также далеки от приемлемого уровня.

До 2000 года устанавливалась единая для всех ГРО газосбытовая надбавка, индексировавшаяся в темпе изменения оптовых цен на газ (ее последнее значение составляло 29,5 руб./1000м³). При этом не учитывались особенности деятельности отдельных предприятий отрасли, что, очевидно, сказалось крайне отрицательно на финансовом положении большого количества ГРО, а также вызвало формирование ГРО, оказывавших услуги по транспортировке больших объемов газа по газораспределительным сетям крайне небольшой протяженности (поставляли газ только крупнейшим потребителям), что позволяло им работать с высочайшей рентабельностью.

С 2000 года в соответствии с решением Правительства Российской Федерации осуществляется регулирование тарифов. Вместе с тем, при первоначальном установлении тарифов с 1 января 2000 года по различным причинам не было проведено адекватной их дифференциации в соответствии с реальными показателями финансово-хозяйственной деятельности. Основным ориентиром оставалось последнее значение газосбытовой надбавки. После перехода на регулирование тарифов отдельно для каждой ГРО тарифы для ГРО со значительным объемом транспортировки газа и высокими значениями коэффициента загрузки газопроводов остались либо на прежнем уровне, либо незначительно выросли (до 40-45 руб./1000м³), а по некоторым были значительно уменьшены.

Необходимо отметить, что сектор газораспределения характеризуется высокой дифференциацией основных показателей хозяйственной деятельности отдельных ГРО — в первую очередь коэффициентом удельной загрузки сетей (отношение объема транспортируемого газа к протяженности обслуживаемых сетей), который в значительной степени определяет экономически обоснованный уровень тарифа. Максимальные значения указанного коэффициента превышают 100, минимальные находятся на уровне 0,1. На протяжении последних 3 лет проводилась постоянная работа по доведению уровня дифференциации тарифов до экономически обоснованного уровня — в настоящее время минимальное значение тарифа составляет 3 руб./1000м³, максимальное 150 руб./1000м³. При этом для ГРО с низкими коэффициентами загрузки и сложными условиями работы максимальный уровень роста тарифов был лимитирован рядом причин не вполне экономического характера (в ряде случаев требовался рост тарифов в разы). По ряду ГРО до сих пор не достигнут экономически обоснованный уровень тарифов, даже при существующей ущербной структуре затрат. Вместе с тем, средневзвешенный темп роста тарифа ГРО отстает даже от темпа роста оптовых цен (индекс роста 2,05 против 2,8 начиная с 1999 года).

В некоторых регионах ситуация ухудшается по мере проведения активной газификации, которая в силу своей социальной направленности вызывает уменьшение коэффициента загрузки и необходимость опережающего роста тарифов. Анализ проведения газификации за счет бюджетных средств или с привлечением средств ОАО «Газпром» по целому ряду регионов показал, что решения принимались практически без проведения анализа ее экономической обоснованности и базовым фактором, принимавшимся во внимание, был текущий заниженный уровень оптовых цен на газ, обеспечивающий текущую избыточную привлекательность природного газа. В результате каждый год вводятся в эксплуатацию тысячи километров газораспределительных сетей с критично минимальным уровнем загрузки — расчетный уровень тарифа на транспортировку по ним зачастую составляет 800 — 1200 руб.?1000м³. При этом, как правило, администрации субъектов Российской Федерации не готовы к последующему росту тарифов на территории региона. Очевидно, что по мере роста конечных цен на газ и ликвидации перекрестного субсидирования в газовой отрасли, сопровождающейся установлением экономически обоснованных тарифов на транспортировку и сбыт газа населению привлекательность газификации такого рода практически исчезнет. Учитывая изложенное, считаем целесообразным введение пороговых барьеров для принятия решения о проведении газификации (по крайней мере рекомендательного характера), например обозначения минимально допустимого коэффициента загрузки новых газопроводов, каковой может находится в интервале 0,5-0,1.

В ряде случаев ситуация осложнялась наличием большого количества ГРО в одном субъекте Российской Федерации — до 40 и выше. Как правило, в таких случаях 1-2 ГРО работали с нормальным уровнем рентабельности, остальные имели уровень тарифа значительно ниже себестоимости, что ставило под вопрос обеспечение надежности газоснабжения. Причем одними тарифными мерами ситуация не поддавалась нормализации, поскольку это были в основном сельские ГРО, оказывающие услуги потребителям с низким уровнем платежеспособности. ФЭК России совместно с администрациями ряда регионов и ОАО «Газпром» провел работу по переходу работы региональных ГРО на единый тариф. В результате общее количество регулируемых субъектов уменьшилось на 110 организаций (практически на 1/3).

Отдельно необходимо отметить серьезную ситуацию, сложившуюся с основными производственными фондами (ОПФ) ГРО. Имущественный комплекс серьезно недооценен. Общая сумма амортизационных отчислений составляет около 1,7 млрд.руб. в год (для сравнения, по транспортным фондам ОАО «Газпром» аналогичная сумма превышает 60 млрд.руб.). По приблизительным оценкам для приведения этого показателя в норму требуется проведение переоценки ОПФ, используемых в транспортировке газа по газораспределительным сетям, в 5 раз. К сожалению, сложившаяся практика показывает, что ГРО крайне неохотно проводят переоценку ОПФ. Основной причиной этого является само состояние имущественного комплекса газораспределения. Значительная часть сетей не оформлена в собственность в соответствии с действующим законодательством, либо оформлена только частично, большое количество сетей принадлежат администрациям регионов и местным администрациям (вновь построенные сети и пр.), по различным оценкам до 20% сетей находятся в бесхозяйном состоянии. Для нормализации имущественного комплекса ГРО необходимо провести объемную работу по регистрации сетей, также связанную со значительными расходами.

Кроме того, ситуация осложняется введенным в 2002 году положением налогового законодательства, в соответствии с которым проведение переоценки ОПФ после 1 января 2002 года не учитывается при расчете суммы налога на прибыль. Полагаем эту норму избыточной и препятствующей проведению работы по реальной экономической оценке стоимости ОПФ в газораспределении и других отраслях. Можно ограничивать возможный уровень переоценки (например, накопленным с момента последней переоценки уровнем инфляции в промышленности), но сама эта возможность необходима.

Еще одной проблемой в этой сфере является прогрессирующее старение основных фондов, постоянно растущая потребность в проведении диагностики сетей, достигших предельного срока службы, позволяющей осуществить его продление, перекладок и реконструкций сетей, исчерпавших свой ресурс.

В некоторых регионах ГРО пострадали от наводнений и прочих стихийных бедствий (Северный Кавказ, Волгоградская область и пр.), причем средства на восстановление инфраструктуры, как правило, предоставлялись им администрациями регионов и ОАО «Газпром» на возмездной основе. В результате их текущее финансовое состояние осложняется необходимостью возврата предоставленных им на указанные цели кредитных ресурсов. Эта ситуация в том числе актуализировала проблему практически полного отсутствия в структуре расходов ГРО страховых платежей.

Нерешенность изложенных проблем практически исключает даже в долгосрочной перспективе переход на ценообразование в газораспределении с элементами регулирования рентабельности вложенного капитала.

В среднем же необходимый средний рост тарифов ГРО с учетом изложенных проблем можно оценить в 2-2,5 раза (без учета уровня инфляции). В противном случае нормальное развитие этого важнейшего элемента технологической инфраструктуры рынка газа остается под вопросом, как и обеспечение надежности и безопасности газоснабжения.

Кроме того, необходимо упомянуть, что в существующем размере тарифов ГРО по различным группам потребителей заложен существенный уровень перекрестного субсидирования (указанная проблема подробно рассмотрена в разделе 2.4.).

Отдельно необходимо отметить целесообразность в среднесрочной перспективе отказа от регулирования тарифов ГРО, ПССУ и оптовой цены по группе «население», формализуемой по неэкономическим признакам. Оптовая цена должна дифференцироваться по другим признакам, описанным выше (территориальная, сезонная и т.п. дифференциация). В части же тарифов ГРО и ПССУ целесообразно ввести объемные пределы, формирующие 4 группу потребителей. Одновременно возможна оптимизация розничного ценообразования в части отказа от дифференциации розничных цен на газ, реализуемый населению, по видам использования газа и переход на дифференциацию по нескольким объемным группам.

1.4.Ликвидация перекрестного субсидирования

В настоящее время в структуре каждой из составляющих конечной цены газа присутствует значительная доля перекрестного субсидирования крупными промышленными потребителями остальных потребителей, в первую очередь населения.

Оптовые цены на газ для населения на 32% ниже, чем для промышленности.

Действующие тарифы и ПССУ в очень незначительной степени продифференцированы по отдельным группам промышленных потребителей, а в целом ряде регионов и между промышленностью и населением. Вместе с тем, удельные расходы на транспортировку газа по газораспределительным сетям и его реализацию по разным группам потребителей отличаются очень существенно. В результате существующие тарифы ГРО и ПССУ для крупных потребителей превышают в ряде случаев экономически обоснованные размеры в 5-10 раз (что позволяет удерживать тарифы для мелких потребителей и населения на уровне в несколько раз меньше экономически обоснованного). Ситуация осложняется тем, что основной объем потребления газа (58%) приходится на сравнительно небольшое количество крупных потребителей, а также проводящимся опережающими инфляцию темпами среднего роста оптовых цен на газ и тарифов ГРО.

В абсолютном выражении перекрестное субсидирование более значительно в оптовых ценах, а в относительном в тарифах ГРО и ПССУ.

Сама задача поэтапной ликвидации перекрестного субсидирования не вызывает сомнений и ранее уже имели место ряд решений Президента и Правительства Российской Федерации по этому вопросу (Указ Президента Российской Федерации от 28.04.1997, постановление Правительства Российской Федерации от 03.04.1997 № 389), однако одновременная ликвидация неадекватных соотношений во всех составляющих конечных цен приведет к чрезмерному росту конечного уровня цен на газ для небольших потребителей и в первую очередь для населения. По предварительным расчетам, учитывая масштаб изложенных проблем, представляется, что задача ликвидации перекрестного субсидирования в газовой отрасли полностью может быть решена не ранее 2010-2014 годов (сроки в основном зависят от прогнозного уровня оптовых цен на газ). Для полной ликвидации перекрестного субсидирования к 2010 году при достигаемом уровне оптовых цен 40 $?1000м³ потребуется рост розничных цен на газ, реализуемый населению, со среднегодовым темпом, превышающим 20% в реальном выражении, что очевидно в настоящее время не приемлемо.

Учитывая изложенное, поставленная задача на первом этапе требует выбора приоритетов — последовательности ликвидации перекрестного субсидирования (его снижения до приемлемого уровня) в элементах конечной цены газа.

Прогнозные оптимальные соотношения составляющих конечной цены на газ по группам потребителей
					руб./1000м3
Наименование	Объем потребления, млрд.м3	Оптовая цена	Тариф ГРО	ПССУ	Конечная цена
1-группа (св. 100млн.м3)	164,40	1220	20	8	1248
2-группа (10-100 млн.м3)	43,20	1220	90	25	1335
3-группа (менее 10 млн.м3)	32,40	1220	220	60	1500
Население	43,00	1220	350	130	1700*
Итого	283,00

Прогнозные составляющие конечных цен приведены при существующем курсе рубля к доллару США (30,5 руб.?$).

* — указана предполагаемая средняя цена на газ для населения, которая дополнительно будет дифференцироваться по различным видам потребления.

По мнению ФЭК России данная последовательность должна определяться исходя из возможностей государства совместно с ОАО «Газпром» контролировать существующие ценовые соотношения (степень перекрестного субсидирования) между различными группами и категориями потребителей.

Степень перекрестного субсидирования в оптовых ценах (соотношение оптовых цен для промышленности и для населения) полностью определяется государством. Возможности сокращения перекрестного субсидирования под влиянием извне практически отсутствуют.

Степень перекрестного субсидирования в специализированных сбытовых надбавках в перспективе будет сокращаться с ростом добычи газа независимыми производителями. Весьма вероятно, что эти объемы газа будут выходить в основном на крупных потребителей. Именно этот процесс происходит в настоящее время — заключены крупные долгосрочные договора поставки газа между независимыми производителями газа и крупными энергосистемами: ОАО «Мосэнерго» и ОАО «Самараэнерго», и с развитием рынка газа он будет только развиваться. Однако полная ликвидация под влиянием внешних факторов малореальна.

Самой проблематичной в рассматриваемом ракурсе составляющей конечных цен газа представляются тарифы ГРО.

Ликвидация перекрестного субсидирования может быть осуществлена в достаточно короткие сроки и практически полностью — в случае постройки крупными потребителями собственных газопроводов-отводов (технически любой такой проект может быть осуществлен за 1 квартал). В результате тарифы для остальных категорий потребителей могут вырасти по отдельным ГРО в разы. Уже сейчас около 13% объема промышленного потребления газа (по информации ФЭК России 37,2 млрд.м³, в том числе 22,9 млрд.м³ — предприятия энергетики) минует сети ГРО, и эта цифра продолжает увеличиваться. В электроэнергетике аналог этого явления — выход потребителей на ФОРЭМ, оговорен целым рядом условий. В данном же случае существует только одно препятствие, которое к тому же не имеет законных оснований — отказ ОАО «Газпром» на выдачу разрешения на подключение нового газопровода-отвода к магистральному газопроводу и может рассматриваться только как тактическое решение.

Данная ситуация требует определенного реагирования в части проведения мероприятий по сокращению степени перекрестного субсидирования в первую очередь в рамках тарифов ГРО за срок 3-5 лет. Следующим элементом конечной цены, в рамках которого необходимо решать указанную задачу является ПССУ и на завершающем этапе целесообразно проведение ликвидации перекрестного субсидирования в оптовых ценах на газ.

При этом основной целью в среднесрочном периоде является достижение доли тарифов ГРО и ПССУ в конечных ценах на газ, реализуемый потребителям 2 и 3 групп до 20%-30%, а для населения и мелких коммунальных потребителей до 40%. Необходимо отметить, что ликвидация перекрестного субсидирования будет смягчаться тем, обстоятельством, что свыше половины объема потребления газа крупными потребителями приходится на предприятия энергетики и ЖКХ. Таким образом, повышение цен на газ для населения и мелких потребителей будет компенсировано через адекватное уменьшение тарифов на электроэнергию и тепло.

Предлагаемые мероприятия могут осуществляться на основании соответствующих решений Правительства Российской Федерации, либо при включении соответствующих графиков поэтапного изменения коэффициентов дифференциации тарифов ГРО (приложение 4) в методические указания по их регулированию, утверждаемые ФЭК России. Кроме того, представляется целесообразным по согласованию с администрациями регионов проводить ликвидацию перекрестного субсидирования ускоренными темпами. Как показывает практика установления розничных цен на газ для населения уполномоченными органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в целом ряде регионов этот процесс уже достаточно успешно идет. В результате средневзвешенный тариф ГРО для группы «население» практически в 2 раза выше тарифов по промышленности.

В дальнейшем целесообразно выделить в отдельную категорию крупных потребителей, газопроводы-отводы к которым имеют выделенный характер — не связаны с общими системами газораспределения, как правило, закольцованными. По таким газопроводам-отводам можно будет устанавливать тариф, рассчитанный на основании выделенных расходов на их эксплуатацию с применением повышающих коэффициентов, сохраняющих допустимую степень перекрестного субсидирования (например 2).

Необходимо отметить, что решение рассматриваемой задачи тесно связано с выработкой механизма определения экономически обоснованного уровня тарифов ГРО для населения. Такой механизм отражен в методических указаний по регулированию тарифов ГРО (приложение 5), утвержденных постановлением ФЭК России.

Необходимым условием для успешного осуществления процесса ликвидации перекрестного субсидирования является создание системы адресных дотаций малоимущим слоям населения. При этом чувствительной с точки зрения социальных последствий зоной, по сути, является только потребление газа для отопления. Так, при доведении розничных цен на газ, используемый для пищеприготовления, до экономически обоснованного уровня месячный платеж семьи из 3-х человек по указанному виду потребления не превысит 100 руб.

2.Регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам

В настоящее время регулируемые ФЭК России тарифы устанавливаются на транспортировку 1000 м³ на 100 км. на одинаковом уровне для всех маршрутов транспортировки в рамках поставки газа на сходные страновые рынки. Тарифы диффереренцируются в зависимости от направления транспортировки: на внутренний рынок или на экспорт, и имеют одноставочную структуру. Тарифы рассчитываются на основании консолидированной информации о расходах по регулируемому виду деятельности по газотранспортным предприятиям в рамках системы газоснабжения с учетом части расходов головной компании ОАО «Газпром».

Существующая схема тарификации транспортных услуг требует проведения определенной оптимизации. В мировой практике существует достаточно много схем тарификации: почтовая марка, вход-выход, линейный. Применяются одно-, двух- и трехставочные тарифы. Основным фактором, влияющим на выбор конкретной схемы тарификации, является структура газотранспортной системы. Очевидно, что естественные преимущества существующей разветвленной, построенной по сетевому принципу системы газопроводов, транспортирующей газ на большие расстояния, должны учитываться при определении оптимальной структуры тарифов.

Тарификация услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам должна обеспечивать не только получение ОАО «Газпром» достаточного для оказания данного вида услуг объема выручки, но и являться одним из базовых условий обеспечения равного доступа к системе и равных условий работы на рынке для всех его участников. Равные условия работы на рынке подразумевают, в том числе, обеспечение равных возможностей доступа на все товарные рынки, связанные регулируемой транспортной системой, а также независимость стоимости транспортировки (зависимость в малой степени) от выбора владельцем системы конкретного маршрута транспортировки из нескольких возможных (что тоже является определенным механизмом дискриминации при наличии сложной разветвленной системы газопроводов).

Основные объемы транспортной работы по своей системе магистральных газопроводов ОАО «Газпром» приходятся на газ, добываемый указанным обществом (практически по всем направлениям), указанная организация имеет возможность финансово усреднять различную стоимость транспортировки по различным газотранспортным организациям. Кроме того, территориальная структура расположения месторождений независимых производителей такова, что фактически большая часть региональных рынков в рамках Российской Федерации для них практически закрыта и формирование конкурентного рынка газа даже теоретически невозможно — их газ фактически туда не транспортируется. В таких условиях независимые поставщики газа, даже получив доступ к системе газопроводов ОАО «Газпром», не могут находится в условиях полностью аналогичных тем, в которых находится ОАО «Газпром». В данном случае равных условий можно достичь обеспечением возможности подачи газа потребителям на выходе из системы вне зависимости от места расположения точки сдачи газа в систему.

Существенной проблемой, ограничивающей равный доступ независимых производителей на региональные рынки, является несоответствие структуры дифференциации оптовых цен на газ, зависящей от расстояния транспортировки незначительно, линейной стоимости транспортировки газа. Вместе с тем, уровень договорных цен на газ, как правило, в значительной степени привязан к регулируемым ценам. Следствием этого несоответствия является реальная заинтересованность независимых производителей газа и трейдеров реализовывать газ в регионах максимально приближенных к местам добычи.

Изложенным условиям в основном соответствует схема 2-х ставочного тарифа, где первая ставка рассчитывается на основании консолидированных условно-постоянных расходов субъекта регулирования и дифференцируется по зональному принципу, сходному с дифференциацией оптовых цен на газ по ценовым зонам, а вторая ставка, рассчитываемая на основании консолидированных условно-переменных расходов, и взимаемая по линейному принципу. Усиление корреляции между дифференциацией оптовых цен на газ и стоимостью его транспортировки от мест добычи до этих зон является важным условием для перехода на регулирование единых для всех участников рынка тарифов. Принципиальная возможность внедрения зональной дифференциации тарифов, сходной с территориальной дифференциацией оптовых цен обуславливается расположением в одном регионе (ЯНАО) основных месторождений ОАО «Газпром» и независимых производителей. Однако, существующие различия в географии расположения разрабатываемых ОАО «Газпром» и независимыми организациями месторождений обуславливают возможность несколько иного формирования тарифных зон. Кроме того, ценовые пояса формируются с учетом средневзвешенной протяженности транспортировки газа ОАО «Газпром» до конкретных регионов, а в случае с определение стоимости транспортировки «независимого» газа с существует необходимость формирования тарифных зон по мере удаления от каждого существенного источника добычи газа независимых производителей. Последнее обстоятельство требует, как минимум, создания системы, которая ориентирована не только на определение стоимости транспортировки газа от первой зоны до последующих, но и между другими зонами тоже.

Одновременно необходимо предусмотреть подробное описание вопросов тарификации при осуществлении независимыми производителями хранения газа в ПХГ, а также для случаев транспортировки газа на небольшие расстояния в рамках одной зоны.

Необходимо отметить, что многообразие проблем, связанных с транспортировкой газа независимых производителей, возможно вызовет необходимость одновременного сочетания нескольких вариантов тарификации, хотя базовым целесообразно было принять выше описанный.

Учитывая значительные инвестиции, направляемые ОАО «Газпром» в строительство экспортных коридоров, большой объем заимствований на эти цели и отсутствие в настоящее время равного порядка доступа независимых производителей на экспорт, не представляется возможным ликвидировать в ближайшее время дифференциацию между внутренним и экспортным тарифами. Очевидно, это должен быть поэтапный процесс.

В то же время возможны и структурные различия между внутренним и экспортным тарифами. Во всяком случае, если будет признана целесообразной зональная дифференциация первой ставки, то состав зон может быть существенно изменен.

С учетом существующей достаточно сложной системы осуществления финансирования расходов по транспортировке газа в рамках группы компаний ОАО «Газпром» серьезной проблемой, требующей подробного описания в методологии, является сложность выделения расходов, связанных с транспортировкой газа (в первую очередь это общесистемные расходы), и последующее выделение из них расходов, связанных только с транспортировкой газа на экспорт.

Изменение складывающихся на газовом рынке отношений между его участниками требует соответствующей корректировки нормативной базы. Так, существующая возможность ОАО «Газпром» реализовывать газ, добываемый независимыми организациями, на внутреннем рынке по свободным (договорным) ценам вызывает определенные противоречия. В этом случае, в соответствии законом «О газоснабжении в Российской Федерации» должен регулироваться тариф на услуги по транспортировке газа. Однако отношения по транспортировке газа в этом случае возникают, прежде всего, между аффилированными лицами ОАО «Газпром», а эти отношения в соответствии с тем же законом регулируются самим ОАО «Газпром». Считаем целесообразным утвердить порядок, предусматривающий обязательное указание организациями ОАО «Газпром» в этом случае в общей конечной цене газа стоимость транспортировки исходя из регулируемых тарифов. Также было бы целесообразным установление во внутренних нормативных актов ОАО «Газпром» внутрисистемных тарифов в таких ситуациях на уровне регулируемых.

Данная схема, применение которой в основном распространится на ЕСГ, впоследствии, по мере развития конкуренции в добыче газа, может найти свое применение и в рамках региональных систем газоснабжения.

В дальнейшем возможно введение порядка определения стоимости транспортировки газа в случае отсутствия реального маршрута транспортировки.

По имеющейся в ФЭК России информации свыше 220-ти объектов магистрального транспорта газа (газопроводы-отводы высокого давления и ГРС) не находятся на балансе ОАО «Газпром» или не принадлежат ему на иных законных основаниях. Как правило, расходы по их эксплуатации размер которых достаточно существенен, также вынуждены нести ГРО или администрации регионов, при этом они не учитываются в расчете тарифов, поскольку в существующей системе ценообразования эти расходы должны покрываться за счет оптовой цены газа. В настоящее время проводится работа по передаче подобных объектов ОАО «Газпром» либо по установлению отдельных тарифов на транспортировку газа по таким объектам, которые будет должно оплачивать ОАО «Газпром» за счет существующих оптовых цен на газ. Представляется целесообразным установление в этих случаях одноставочных тарифов на транспортировку 1000м³ газа.

3.Переход на ценообразование с элементами регулирования рентабельности вложенного капитала

Существующая модель ценообразования построена по методу «затраты-плюс», в соответствии с которым уровень цен и тарифов должен покрывать затраты и давать регулируемой организации прибыль, достаточную для покрытия согласованных с регулирующими органами расходов из прибыли, в первую очередь программы капитальных вложений. Такая модель ценового регулирования достаточно адекватна при осуществлении регулирования монополий, функционирующих на базе промышленной инфраструктуры, созданной в советское время. Вместе с тем, указанная модель обладает следующими существенными методологическими недостатками:

· отсутствие теоретической базы расчета размера ряда статей расходов из прибыли, прежде всего, дивидендных выплат;

· учет в структуре цен и тарифов инвестиционной составляющей приводит к тому, что потребители продукции (услуг) регулируемой монополии облагаются своеобразной данью — на взимаемые с них средства строятся новые объекты (модернизируются действующие) инфраструктуры, которые в итоге увеличивают капитализацию регулируемой организации, что в корне противоречит рыночным методам финансирования создания новых мощностей.

С учетом изложенных недостатков применение такой модели ценообразования служит существенным фактором сдерживания для привлечения инвестиций в развитие инфраструктуры в любой регулируемой отрасли.

Износ существующих систем газоснабжения и необходимость развития новых диктует необходимость создания привлекательных условий для привлечения инвестиций в модернизацию существующей инфраструктуры и создание новой, газификацию регионов Российской Федерации.

Одним из важнейших аспектов создания таких условий является переход на модель ценообразования, опирающуюся на регулирование нормы отдачи вложенного капитала, обеспечивающую инвестору гарантии возврата вложенных в инвестиционные проекты средств за согласованный с регулирующим органом срок.

Основным препятствием на пути внедрения такой модели является проблемность выделения отдельных инвестиционных проектов в базовом случае — процессе регулирования реализации товаров (оказания услуг) в рамках ЕСГ, где вся совокупность затрат субъекта регулирования рассматривается как один большой котел. Также весьма проблемным представляется внедрение такой модели ценообразования в газораспределении, отягощенном большим количеством проблемных факторов, и где новое строительство, являющееся, как правило, основным объектом такого регулирования, носит социальную направленность, где об окупаемости речь не идет.

Областью применения такой модели ценообразования в газовой отрасли на первом этапе могут быть:

· формирование цен на газ в рамках новых систем газоснабжения (прототип такой модели ценообразования был использован при расчете прогнозных цен на газ в Камчатской области на основании утвержденной ФЭК России в соответствии с рядом поручений Правительства Российской Федерации методикой);

· формирование цен на газ при первичной газификации субъектов Российской Федерации (или их обособленных районов), примыкающих к существующим системам газоснабжения;

· формирование тарифов на услуги по транспортировке газа по новым магистральным газопроводам в ранее перечисленных случаях;

· формирование тарифов на услуги по транспортировке газа по новым магистральным газопроводам, строящимся в рамках существующих систем газоснабжения с участием независимых от организации-собственника системы газоснабжения инвесторов.

Цены на газ при первичной газификации субъектов Российской Федерации (или их обособленных районов), технологически связанных с действующими системами газоснабжения и снабжающихся газом с действующих месторождений, могут рассчитываться как сумма действующей оптовой цены, установленной для примыкающего к данному субъекту Российской Федерации, и надбавки к ней, рассчитанной исходя из условия обеспечения окупаемости инвестиционного проекта по строительству и эксплуатации системы газоснабжения региона за согласованный срок. Примером таких проектов являются строительство газопровода-отвода Нюксеница-Архангельск, а также строительство магистрального газопровода Комсомольск-на-Амуре — Хабаровск.

Участие независимых инвесторов в строительстве магистральных газопроводов возможно, прежде всего, в случаях необходимости расширения существующей трубопроводной системы для создания возможности транспортировки растущего объема газа, добываемого независимыми производителями (в частности строительства ряда перемычек). Необходимость расширения возможностей ЕСГ по транспортировке газа все более актуализируется в настоящее время. Исчерпанная на некоторых участках пропускная способность газотранспортной системы ОАО «Газпром» уже сейчас становится тормозом на пути реализации потенциала добычи газа независимыми производителями и развитием конкуренции на газовом рынке. Вместе с тем ОАО «Газпром» сосредотачивает имеющиеся в распоряжении финансовые ресурсы на осуществлении инвестиционных проектов в транспортировке газа, отвечающих в первую очередь собственным интересам (в основном это строительство новых экспортных коридоров), что вызывает необходимость привлечения средств сторонних инвесторов.

Технологические особенности работы ЕСГ требуют единого диспетчерского управления, поэтому оператором новых объектов газотранспортной системы, построенных независимыми инвесторами самостоятельно или совместно с ОАО «Газпром», в случае невозможности выделенного их функционирования (перемычки в системе) должно быть ОАО «Газпром» или созданная в его рамках единая газотранспортная компания.

В этом случае наиболее перспективной является схема с последующей передачей вновь законченных строительством объектов трубопроводного транспорта в оперативное управление организации-собственнику ЕСГ, которая позволяет учитывать расходы, связанные с оказанием услуг, при формировании общих тарифов на транспортировку газа по ЕСГ. При этом по нашему мнению, максимально эффективным механизмом передачи газопроводов в оперативное управление является их передача инвестором в лизинг ОАО «Газпром». Параметры лизинговой сделки, согласуемые с регулирующим органом, должны обеспечить возврат вложенных инвесторами средств. Предварительное согласование основных параметров инвестиционного проекта и лизингового договора с ценовым регулятором необходимо, в том числе, для адекватного учета соответствующих расходов при формировании тарифов на транспортировку газа.

Обязательным условием для применения такого порядка ценообразования является предварительное согласование бизнес-плана инвестиционного проекта с регулирующим органом.

Цены и тарифы с учетом неравномерности распределения объема реализации по годам осуществления инвестиционного проекта целесообразно рассчитывать постоянными на период окупаемости инвестиционного проекта с учетом исключения влияния инфляции. В случае привлечения для осуществления проекта большой доли заемных средств, номинированных в иностранной валюте, для упрощения механизма расчета он может проводится также в привязке к одной из основных валют.

4.Вопросы обслуживания внутридомового газового оборудования

Серьезность ситуации, сложившейся в настоящее время в сфере неурегулированности отношений по организации безаварийного обслуживания внутридомового газового оборудования жилых и общественных зданий (далее ВДГО), требует отдельного рассмотрения этого вопроса.

Основными проблемами в этой сфере являются неурегулированность состояния имущественного комплекса ВДГО и неопределенность вопросов ценового регулирования этого вида услуг.

К сожалению, в процессе первичной приватизации не осуществлялась единая политика по преобразованию состояния имущественного комплекса инженерных сетей жилых и общественных зданий (в том числе и в отношении ВДГО). В результате в каждом регионе осуществлялся выработанный самостоятельно подход в этой сфере. На сегодняшний день 15%-20% ВДГО находится на балансе ГРО, существенная доля принадлежит муниципальным образованиям, в некоторых регионах ВДГО находится в бесхозяйном состоянии. Кроме того, ВДГО принадлежит товариществам жильцов, входит в состав ведомственного жилого фонда. Эта особенность формирования имущественной принадлежности ВДГО существенно осложняет выработку единой ценовой политики в этой сфере.

В настоящее время источники финансирования проведения рассматриваемых работ формируются по нескольким основным вариантам:

· данный вид работ оплачивается по регулируемым региональными администрациями прейскурантам;

· средства на обслуживание ВДГО учитываются при формировании розничных цен на газ, реализуемый населению, и, соответственно, тарифов ГРО по данной группе потребителей;

· средства на обслуживание ВДГО учитываются при формировании тарифов ГРО для промышленных потребителей при невозможности формирования источников другим способом.

В ряде случае ГРО осуществляют данные услуги под нажимом местных администраций практически за свой счет.

Рынок оказания услуг по обслуживанию и ремонту ВДГО является потенциально-конкурентным, однако на практике в подавляющем количестве случаев данные услуги оказываются ГРО, зачастую единственными организациями, обладающими в регионе соответствующими лицензиями. Тем более обслуживанием ВДГО занимаются ГРО, если это имущество находится у них в собственности.

Учитывая изложенное, ФЭК России считает целесообразным осуществление ценового регулирования данного вида услуг, по сути относящихся к жилищно-коммунальной сфере, до развития в этой сфере конкурентных отношений. Ценовое регулирование со стороны государства позволит с одной стороны обеспечить формирование источников финансирования и надежность газоснабжения в жилом секторе, с другой должно будет обеспечить баланс интересов пользователей услуг и организаций-монополистов, их оказывающих. Также важной задачей представляется проведение такой ценовой политики, которая бы не сдерживала переход рассматриваемого рынка в конкурентное состояние. Текущее состояние регулирования зачастую имеет сдерживающий характер — если средства для обслуживания ВДГО заложены в тарифы ГРО и розничные цены на газ, то это просто не оставляет вариантов для появления альтернативных организаций, занимающихся данным видом бизнеса. В противном случае население будет оплачивать данную услугу дважды — в составе розничной цены и по отдельному договору.

Наиболее целесообразным было бы регулирование тарифов на техническое обслуживание и ремонт ВДГО на уровне субъектов Российской Федерации по типовому прейскуранту, разрабатываемому ФЭК России. При этом было бы целесообразным наделить территориальные ГРО обязанностями гарантирующего поставщика услуг. Само же регулирование должно ориентироваться в первую очередь на ГРО. При появлении конкурентной ситуации регулирование должно быть постепенно отменено. Возможна некая аналогия с сектором поставок газа по регулируемым ценам, где регулируются цены только на газ, добываемый организациями-собственниками газоснабжения, в рассматриваемой сфере также можно регулировать только услуги, предоставляемые ГРО.

Приложение 1

ПРОЕКТ

ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 2003 г. №

 

МОСКВА

 

О внесении изменений в Основные положения формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021 (в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 22.05.2002 № 328)

Правительство Российской Федерации постановляет:

Внести в Основные положения формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации (далее — Основные положения), утвержденные 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» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, № 2, ст.175) в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 22.05.2002 № 328 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002; № 21, ст.2001) следующие изменения и дополнения:

а) дополнить перечень определений в пункте 2 абзацами следующего содержания:

««внутридомовое газовое оборудование жилых и общественных зданий» -газопроводы (от запорного устройства на вводе в здание до аппаратов) и бытовые газовые аппараты и приборы: газовые плиты, проточные и емкостные водонагреватели, отопительные аппараты, печные газогорелочные устройства и т.п., использующие газ в качестве топлива;»;

««техническое обслуживание» — контроль за техническим состоянием, осмотр, очистка, смазка, регулировка и другие операции по поддержанию работоспособности и исправности газового оборудования;»;

««ремонт» — комплекс операций с разборкой, восстановлением или заменой деталей и узлов, после выполнения которых гарантируется исправность и безаварийность работы газового оборудования на последующий срок службы;»;

««регулируемые тарифы на техническое обслуживание и ремонт внутридомового газового оборудования жилых и общественных зданий» — утвержденные в установленном порядке тарифы на услуги по техническому обслуживанию и ремонту внутридомового газового оборудования жилых и общественных зданий, оказываемые собственникам внутридомового газового оборудования, либо, в случае если внутридомовое газовое оборудование жилых и общественных зданий находится у обслуживающих организаций в собственности или на иных законных основаниях, непосредственно конечным потребителям, использующим газ в качестве топлива (населению, жилищно-строительным кооперативам, кондоминиумам и т.п.);».

б) изложить абзац девятый пункта 2 в следующей редакции:

«Регулируемые оптовая цена на газ и плата за снабженческо-сбытовые услуги не распространяются на газ:

а) добываемый организациями, не являющимися аффилированными лицами акционерных обществ «Газпром», «Алроса-Газ», «Анива-газ», «Камчатгазпром», «Норильскгазпром», «Роснефть-Сахалинморнефтегаз», «Якутгазпром», а также общества с ограниченной ответственностью «Нарьянмарнефтегазпром» (далее — организации-собственники Единой и региональных систем газоснабжения).

б) добываемый организациями-собственниками региональных систем газоснабжения и их аффилированными лицами в случае его реализации в рамках Единой системы газоснабжения.».

в) в подпункте «д» пункта 4 слова «при регулировании оптовых цен на газ» заменить словами «на период регулирования оптовых цен на газ».

г) добавить в пункт 4 подпункт «ж» следующего содержания:

«тарифы на техническое обслуживание и ремонт внутридомового газового оборудования жилых и общественных зданий.».

д) изложить пункт 8 в следующей редакции:

«8. Розничные цены на газ, реализуемый населению, и тарифы на техническое обслуживание и ремонт внутридомового газового оборудования жилых и общественных зданий регулируются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации.».

е) изложить пункт 10 в следующей редакции:

«10. Регулирование розничных цен на газ, реализуемый населению, тарифов на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, размера платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа, тарифов на техническое обслуживание и ремонт внутридомового газового оборудования жилых и общественных зданий осуществляется в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации по согласованию с Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации.».

ж) изложить подпункт б) пункта 11 в следующей редакции:

«б) установления для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, обоснованной нормы прибыли на капитал, используемый в регулируемых видах деятельности (до разработки методики расчета цен и тарифов исходя из обеспечения уровня доходности на вложенный капитал учитывается размер прибыли, необходимой для обеспечения указанных организаций средствами на обслуживание привлеченного капитала, развитие производства и финансирование других обоснованных расходов);»

з) дополнить Основные положения пунктом 12, изменив соответственно нумерацию следующих за ним пунктов, в следующей редакции:

«В целях привлечения в газовую отрасль средств инвесторов регулирующие органы предусматривают при установлении оптовых цен на газ, реализуемый в рамках новых систем газоснабжения, и тарифов на услуги по транспортировке газа по новым магистральным газопроводам, инвестиционные проекты по строительству и эксплуатации которых согласованы с регулирующими органами в установленном порядке, уровень доходности на вложенный капитал, определяемый исходя из:

возможностей организации, осуществляющей регулируемые виды деятельности, по привлечению заемных средств (текущее финансовое положение, кредитный рейтинг и т.п.);

структуры привлеченных для осуществления инвестиционного проекта средств;

уровня ставки рефинансирования Центрального банка Российской Федерации, действующей на момент принятия решения об утверждении тарифа (цены), — базового уровня доходности при инвестициях, осуществляемых в рублях;

уровня ставки предложения кредитных ресурсов на Лондонском межбанковском рынке (LIBOR), — базового уровня доходности при инвестициях, осуществляемых в иностранной валюте.

Аналогичный порядок применяется при расчете оптовых цен на газ для вновь газифицированных регионов, технологически связанных с действующими системами газоснабжения и снабжающихся газом с действующих месторождений. В этом случае регулируемая оптовая цена для вновь газифицированного региона формируется как сумма действующей оптовой цены, установленной для субъекта Российской Федерации, к которому примыкает вновь газифицированный регион (либо в состав которого входит вновь газифицированный регион), и надбавки к ней, рассчитанной исходя из условия обеспечения окупаемости инвестиционного проекта по строительству и эксплуатации системы газоснабжения региона

Порядок рассмотрения инвестиционных проектов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, утверждается Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации.».

и) дополнить Основные положения пунктом 17, изменив соответственно нумерацию следующих за ним пунктов, в следующей редакции:

«17.Особенности применения регулируемых цен (тарифов) на газ разъясняются методическими указаниями, утверждаемыми ФЭК России.».

Председатель Правительства

Российской Федерации М.Касьянов

* — нормы регулирования стоимости обслуживания ВДГО могут быть включены в другие постановления Правительства Российской Федерации.

Приложение 2

Порядок расчета территориальной дифференциации оптовых цен на газ

Средние, дифференцированные по ценовым зонам, оптовые цены () определяются по следующей базовой формуле:

где:

— средняя оптовая цена реализации газа на внутренний рынок;

— доля суммы расходов по транспортировке газа, относимых на себестоимость, организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, в части поставки газа на внутренний рынок за вычетом расходов по эксплуатации газораспределительных станций и общесистемных расходов;

— доля сальдо операционных расходов организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, относимых к транспортировке газа, в части поставки газа на внутренний рынок за вычетом общесистемных расходов;

— доля сальдо внереализационных расходов организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, относимых к транспортировке газа, в части поставки газа на внутренний рынок за вычетом общесистемных расходов;

— доля суммы налога на прибыль организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, в части прибыли, получаемой от деятельности по транспортировке газа на внутренний рынок;

l_ср.вн. — средняя протяженность транспортировки газа на внутренний рынок;

l^j_{ср. —} средняя протяженность транспортировки газа до конкретной ценовой зоны;

j — порядковый индекс ценовой зоны.

Приложение 3

Порядок расчета сезонной дифференциации оптовых цен на газ

1. Сумма выручки от регулируемого вида деятельности при проведении сезонной дифференциации оптовых цен остается неизменной и удовлетворяет следующему условию:

(1)

где:

— средняя оптовая цена реализации газа промышленности;

— объем реализации газа промышленности за календарный год;

— средняя летняя оптовая цена;

— средняя зимняя оптовая цена;

— общий объем реализации газа промышленности на внутреннем рынке в летний период;

— общий объем реализации газа промышленности на внутреннем рынке в зимний период.

В качестве зимнего периода рассматривается временной интервал январь — март и октябрь — декабрь, в качестве летнего периода апрель — сентябрь.

2. Разность средних зимней и летней оптовых цен рассчитывается равной сумме удельных расходов организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, по хранению газа в ПХГ и удельного дохода от капитала, в размере суммарных расходов на добычу, транспортировку до ПХГ и хранение газа в ПХГ при его альтернативном использовании:

(2)

где:

— удельные расходы организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, по хранению газа в ПХГ;

— удельный доход от альтернативного использования капитала, определяемого как сумма текущих расходов на добычу газа, его транспортировку до ПХГ и последующее хранение.

3. Величина рассчитывается по следующей формуле:

(3)

где — расходы организации (включая расходы из прибыли), осуществляющей регулируемый вид деятельности, по хранению газа в ПХГ, относимые на внутренний рынок.

4. Удельный доход от альтернативного использования капитала, в размере суммарных расходов на добычу газа, его транспортировку до ПХГ и последующее хранение равен:

(4)

где:

— текущие расходы организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, на хранение газа в ПХГ;

— текущие расходы организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, на добычу газа, предназначенного для последующего хранения в ПХГ;

— текущие расходы организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, на транспортировку газа до ПХГ для последующего его хранения;

q — годовая ставка рефинансирования ЦБ РФ, %.

5. Величины текущих и общих расходов по хранению газа в ПХГ, принадлежащих организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, рассчитываются по следующим формулам:

(5)

(6)

где:

— объем поставки газа на внутренний рынок в зимний период;

— объем поставки газа на внутренний рынок из ПХГ, находящихся на территории стран СНГ и Дальнего Зарубежья.

6. Расходы по оплате услуг по хранению газа в ПХГ на территории стран СНГ и зарубежных стран относятся на поставку газа на внутренний рынок отдельно по каждому ПХГ пропорционально объемам поставки газа на внутренний рынок и на экспорт.

7. Величина рассчитывается по следующей формуле:

(7)

где:

— текущие расходы организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, на добычу газа в части поставки на внутренний рынок;

— объем закачки и отбора газа из ПХГ соответственно;

— суммарный объем реализации газа на экспорт и на внутренний рынок.

8. Величина рассчитывается по следующей формуле:

(8)

где:

— текущие расходы организации, осуществляющей регулируемый вид деятельности, по транспортировке газа собственной добычи, поставляемого на внутренний рынок;

— среднее расстояние транспортировки газа от основных мест добычи до ПХГ.

9. Расчет средней летней оптовой цены осуществляется по формуле:

(9)

Расчет средней зимней оптовой цены осуществляется по формуле:

(10)

Приложение 4

Коэффициенты удельной сложности обслуживания системы газораспределения

 

 

При установлении тарифов на транспортировку с 01.01.2004 по 01.01.2005

 

Группы конечных потребителей	Коэффициенты удельной сложности обслуживания системы газораспределения
1-я группа	0,85 (min 0,5)
2-я группа	0,95
3-я группа	1,0
4-я группа	1,1

При установлении тарифов на транспортировку с 01.01.2005 по 01.01.2006

 

Группы конечных потребителей	Коэффициенты удельной сложности обслуживания системы газораспределения
1-я группа	0,7 (min 0,4)
2-я группа	0,9
3-я группа	1,1
4-я группа	1,4

При установлении тарифов на транспортировку с 01.01.2006

 

Группы конечных потребителей	Коэффициенты удельной сложности обслуживания системы газораспределения
1-я группа	0,5 (min 0,25)
2-я группа	0,9
3-я группа	1,3
4-я группа	1,7

Приложение 5

Порядок расчета предельного уровня тарифов ГРО для населения

Предельный размер тарифа на транспортировку для 4-й группы конечных потребителей определяется по следующей формуле (без учета возможности дополнительного включения в тариф расходов на техническое обслуживание и ремонт ВДГО):

где:

— сумма расходов субъекта регулирования (ГРО) на транспортировку газа по газораспределительным сетям, входящих в структуру себестоимости;

— сальдо операционных доходов и расходов субъекта регулирования (ГРО), связанных с деятельностью по транспортировке газа;

— сальдо внереализационных доходов и расходов субъекта регулирования (ГРО), связанных с деятельностью по транспортировке газа;

— сумма налога на прибыль субъекта регулирования (ГРО) в части прибыли, получаемой от деятельности по транспортировке газа;

ЧП — сумма чистой прибыли субъекта регулирования (ГРО), необходимой для покрытия всех согласованных с регулирующим органом расходов (ФЭК России) из чистой прибыли по регулируемому виду деятельности;

— объем поставки газа населению через газораспределительные сети данной ГРО;

— объем поставки газа конечным потребителям, присоединенным к газораспределительным сетям данной ГРО через указанные газораспределительные сети;

— протяженность газопроводов низкого давления (уличных, внутриквартальных и вводов без учета сетей, относящихся к ВДГО);

— протяженность газопроводов высокого и среднего давления;

— протяженность межпоселковых газопроводов;

0,9 — коэффициент, характеризующий долю газа, реализуемого населению, в объеме газа, подаваемого по сетям низкого давления;

4,5; 0,5 — коэффициенты, характеризующие трудоемкость обслуживания соответственно уличных газопроводов высокого (среднего) давления и межпоселковых газопроводов. За единицу принята трудоемкость обслуживания газопроводов низкого давления.

Коэффициенты, используемые в формуле, определены статистическими методами. При необходимости данные среднестатистические коэффициенты могут быть скорректированы регулирующим органом применительно к местным условиям.

При определении протяженности газораспределительных сетей не учитываются участки, по которым осуществляется транзитная транспортировка газа. В случае, если по одному и тому же участку газопровода осуществляется и транспортировка газа непосредственно до конечных потребителей и транзитная транспортировка газа, то протяженность этого участка учитывается пропорционально отношению объема транспортировки газа непосредственно до конечных потребителей к общему объему транспортировки газа по указанному участку газопровода.