1. Существующие принципы государственного ценового регулирования в газовой отрасли.

Отношения по поставкам газа потребителям в Российской Федерации, помимо общих норм гражданского права, регулируются отраслевым Федеральным законом «О газоснабжении в Российской Федерации» от 31.03.1999г. № 69-ФЗ и постановлениями Правительства Российской Федерации.

Конкуренция на внутреннем рынке газа практически отсутствует — доминирующим поставщиком газа является ОАО «Газпром», обеспечивающий почти 80% общего объема поставок на внутренний рынок или 83,5% объема поставок в европейскую часть страны. Газ составляет 50% в структуре баланса первичных энергоносителей и в долгосрочной перспективе продолжит оставаться доминирующим энергетическим ресурсом национальной экономики.

Оптовые цены на газ, поставляемый потребителям Российской Федерации, в основном регулируются государством (Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации). Розничные цены на газ регулируются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 07.03.1995г. № 239.

Конечная цена на газ складывается из устанавливаемой ФЭК России оптовой цены на газ, увеличенной на тариф на транспортировку газа по газораспределительным организациям (ГРО) и снабженческо-сбытовую надбавку, утверждаемые опять же ФЭК России.

До середины 1998г. регулированию подлежали цены на газ, отпускаемый всеми поставщиками газа. Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 1998г. № 865 цены на газ, поставляемый организациями не аффилированными с организациями-собственниками Единой (ОАО «Газпром») и региональных систем газоснабжения, изолированных от Единой системы газоснабжения (ОАО «Якутгазпром», ОАО «Норильскгазпром», ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз»), не подлежат государственному регулированию и определяются на основании спроса.

Существующая система, при которой уровень регулируемой оптовой цены на газ, отпускаемый населению, значительно ниже уровня оптовой цены на газ, отпускаемый остальным потребителям, является наследием социально ориентированной политики советских времен. Усредненная цена на газ для населения, установленная ФЭК России на 2004г., составляет около 68% от усредненной цены на газ для остальных потребителей и колеблется от 88% в 0 поясе до 65% в 6 поясе.

До 1997 года в России действовали устанавливаемые государством единые цены на газ, дифференцированные на промышленность и население. Начиная с 1997 г. в целях ликвидации межрегионального перекрестного субсидирования и приближения цен для потребителей газа к уровню, соответствующему реальным транспортным издержкам по его доставке в регионы, цены на газ стали территориально дифференцироваться в зависимости от степени их удаления от мест добычи газа.

Формирующаяся в настоящее время оптовая цена на газ дифференцирована по 7 ценовым поясам: от 0 пояса, включающего в себя основные регионы добычи газа (Ямало-Ненецкий автономный округ), где она определена на 2004г. в размере 16,7$ за для промышленных потребителей и в размере 14,7$ за 1000 куб. м. для населения, до 6 пояса, включающего в себя наиболее удаленные южные регионы страны — 29,7$ и 18,8$ за 1000 куб. м для промышленных потребителей и населения, соответственно.

В соответствии с Федеральным законом «О газоснабжении в Российской Федерации» ОАО «Газпром» осуществляет внутреннее регулирование трансфертных цен на газ и тарифов на его транспортировку, по которым осуществляются расчеты между предприятиями ОАО «Газпром», на основании внутренних прейскурантов.

Регулирование тарифов на транспортировку газа независимых производителей осуществляется ФЭК России. Тарифы установлены дифференцированно для транспортировки газа потребителям Российской Федерации (16,56 рублей за перекачку 1000 куб. м газа на 100 км) и на экспорт в страны СНГ (0,92 долл. США за перекачку 1000 куб. м газа на 100 км). При этом методическое обоснование установления такого уровня дифференциации отсутствует.

Одними из основных условий, влияющих на формирование рынка природного газа в Российской Федерации. являются размер цены на газ, реализуемый потребителям на внутреннем рынке, и выбор принципов его определения.

С 1994г. в Российской Федерации был запущен механизм автоматического роста регулируемых цен на газ «по инфляции», в результате цена реализации газа промышленным потребителям в долларовом выражении приблизилась к 50 долларов за 1000 куб. м. В период с сентября 1996г. по ноябрь 1999г. оптовые цены были заморожены, несмотря на то, что годовой уровень инфляции был очень существенным. Начиная с 2000 года цена на природный газ ежегодно пересматривается в сторону повышения с ростом, превышающим уровень текущей инфляции. Таким образом, государственное регулирование цен на газ в настоящее время проводится в сочетании двух подходов: учета издержек ОАО «Газпром» по добыче и транспортировке газа и соблюдения основных макроэкономических параметров социально-экономического развития экономики страны в целом.

Себестоимость основной части газа, добываемого ОАО «Газпром» на истощаемых сеноманских месторождениях, составляет в настоящее время около 10 долларов за 1000 куб. м. Затраты на добычу газа из новых газоконденсатных месторождений будут существенно выше, а с учетом капитальных вложений в очистку газа и в строительство подводящих газопроводов к существующим мощностям ЕСГ себестоимость добычи газа полуострова Ямал оценивается на уровне 22-25$ за 1000 куб. м.

В соответствии с одобренным Правительством Российской Федерации в апреле текущего года прогнозом макроэкономических параметров социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2006 года средний уровень оптовой цены на газ для промышленных потребителей в 2004 году составит 27,5 долларов за 1000 куб. м., а предполагаемый уровень оптовых цен на газ в 2006 году должен достигнуть 39 долларов за 1000 куб. м.

Указанный уровень цен с учетом расходов на транспортировку и транзит газа за пределами Российской Федерации, а также уплаты экспортной пошлины, будет соответствует цене экспорта газа на границе с Германией в размере 100 долларов за 1000 куб. м.

По мнению Минэкономразвития России, уровень оптовой цены на газ выше 36 долларов за 1000 куб. м становится рентабельным для освоения месторождений независимыми производителями и ведет к развитию конкуренции между производителями газа. Одновременно создаются условия для формирования механизмов межтопливной конкуренции альтернативных видов топлива и активному внедрению энерго- и газосберегающих технологий, инвестиции в которые начинают окупаться с такого уровня цен на газ.

Одним из условий формирования конкурентных условий между участниками рынка является переход от государственного регулирования оптовых цен на газ к государственному регулированию единого для всех производителей тарифов на его транспортировку.

2. Предложения по совершенствованию ценового регулирования в газовой отрасли.

Разработка комплекса мер по совершенствованию действующей системы ценообразования в газовой отрасли должно базироваться на анализе структуры и уровня оптовых цен на газ на внутреннем рынке. Оптовая цена на газ складывается из расходов на добычу газа, его переработку, хранение и транспортировку по магистральным газопроводам высокого давления до границы раздела балансовой принадлежности с газотранспортными сетями ГРО, устанавливается ФЭК России отдельно для каждого ценового пояса в разбивке по группе промышленных потребителей и населения, формируя, таким образом, один из уровней перекрестного субсидирования промышленностью цен на газ для населения.

В настоящий момент в течение всего календарного года действуют единые цены на газ в рамках одной зоны. Также в соответствии с действующими Правилами поставки газа в Российской Федерации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от №162, размер суточной нормы потребления газа потребителями определяется линейным образом исходя объема годового потребления газа, размер которого, в свою очередь, устанавливается ОАО «Газпром» самостоятельно.

Оптимизация ценовых зон и дифференциации оптовых цен между ними

Существующая в настоящее время в рамках ЕСГ структура дифференциации оптовых цен на газ по 7 ценовым зонам отражает основной принцип зависимости уровня оптовых цен от расстояния транспортировки газа с мест добычи до района его потребления. В тоже время действующий состав ценовых зон, их количество и уровень дифференциации цен между ними требуют серьезной переработки, поскольку они формируют еще один уровень перекрестного субсидирования — субсидирование регионов, удаленных от мест добычи, регионами, к ним приближенными.

В частности такая ситуация приводит к тому, что реализация газа в местах его добычи более экономически эффективна, чем в центральной части России, в то время как основной объем потребления сосредоточен именно в регионах, удаленных от мест добычи.

Основными принципами оптимизации ценовых зон являются:

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

· определение критериев, влияющими на выбор состава ценовых зон, в зависимости от размеров субъектов Российской Федерации, маршрутизации потоков газа, наличия в рамках одного субъекта Российской Федерации обособленных друг от друга участков систем газоснабжения и др.

· учет географических особенностей расположения регионов 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.

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

Следует отметить, что при дифференциации оптовых цен на газ между зонами необходимо принимать в расчет стоимость альтернативных топливных ресурсов в топливном балансе конкретного региона.

В этой связи представляется целесообразным проведение в рамках ЕСГ изменения состава ценовых зон, а также их количества (увеличение до 10-12) с более плавным уровнем дифференциации цен на газ между зонами.

Указанная работа должна быть проведена в рамках необходимых аналитических исследований и разработки соответствующих методических указаний по территориальной дифференциации цен на газ и может быть окончательно завершена в рамках подготовки предложений по уровню оптовых цен на газ в 2005-2006 годах в соответствии с поручением Правительства Российской Федерации от 24 ноября 2003 года № ПП-43-1 (раздел 1, п.4).

Основным требованием к уровню дифференциации цен на газ между зонами выступает проведение оценки необходимого роста цен на газ для регионов, удаленных от мест добычи, в дополнение к заложенным темпам роста цен на газ в 2004-2006 годах, а также координация бюджетного процесса в части определения субвенций региональным бюджетам с учетом различной ценовой нагрузки.

Кроме того, ряд регионов, удаленных от мест добычи (Северный Кавказ), характеризуются низкой платежеспособностью, крайне высокой (до 85%) долей потребления газа населением и высокой социальной напряженностью, что требует проведения дополнительного анализа.

Введение сезонной дифференциации оптовых цен и пиковых надбавок к ним

Введение сезонной дифференциации оптовых цен предусмотрено Федеральным законом от 5.04.2003г. № 42-ФЗ «Об энергосбережении» и должно способствовать оптимизации газопотребления.

С точки зрения основных характеристик спроса на газ и особенностей его потребления целесообразно дифференциацию оптовых цен на газ рассматривать в двух аспектах: сезонные перепады потребления (зима-лето) и неравномерность потребления газа на коротких временных интервалах.

Дифференциация оптовых цен на газ в зависимости от неравномерности графика потребления газа заключается в том, что потребители, обеспечивающие на коротком временном интервале равномерный отбор газа, платят меньше, чем потребляющие газ неравномерно. Введение повышающих коэффициентов к цене на газ по неравномерно потребляемым в моменты пиковых нагрузок объемам газа, с одной стороны, создаст условия для развития спотовой торговли газом по рыночным ценам на внутреннем рынке, в т.ч. в размере отклонений (что характерно для либерализованных конкурентных рынков с сезонным характером спроса США и Великобритании), с другой стороны, позволит привести в соответствие зависимость уровня цены на газ и расходов на содержание резерва мощностей газотранспортной инфраструктуры по прохождению пиковых нагрузок.

Окончательное принятие решения о введении повышающих коэффициентов к оптовой цене на газ в зависимости от неравномерности его потребления возможно после проведения независимого технологического аудита имеющихся мощностей магистрального газопровода и разработки правил свободного доступа и торговли газом по нерегулируемым ценам.

Сезонную дифференциацию оптовых цен на газ (зима-лето) на настоящем этапе можно рассматривать только в отношении газа, реализуемого промышленности. Дифференциация оптовых цен на газ, реализуемого населению, при существующем порядке оплаты населением поставляемого газа представляется нецелесообразным ввиду того, что значительная часть потребляемого населением газа проходит без приборов учета. В результате потребление оплачивается по установленным нормам равными долями в течение года.

До установления приборов учета у населения у поставщиков газа будет возникать разбаланс между поставками газа и его оплатой. Введение более высоких в отопительный период оптовых цен на газ, реализуемый населению, только усугубит эту ситуацию.

Основная цель проведения сезонной дифференциации оптовых цен заключается в необходимости потребителями оплачивать дополнительные расходы организации-собственника системы газоснабжения, связанных с содержанием избыточной мощности в системе и отвлечением оборотных средств по созданию запасов газа для покрытия сезонных колебаний спроса на газ, без изменения среднего уровня оптовых цен.

В тоже время введение сезонной дифференциации цен на газ требует формирования условий, препятствующих доминирующему поставщику газа злоупотреблять распределением объемов потребления между потребителями в летнее и зимнее время суток. Необходимо предоставить право потребителям в случае введения сезонной дифференциации цен на газ право выбора между линейной (равномерной) формой расчета объемов потребления в течение всего года и неравномерной (зимой больше-летом меньше). При этом в первом случае невостребованный объем газа с большей вероятностью может быть отправлен потребителем на хранение в ПХГ для его использования в зимний период, что начнет стимулировать развитие услуг хранения газа в ПХГ и строительство новых.

В любом случае первичным условием для введения сезонной дифференциации цен на газ является разработка и принятие прозрачных правил и понятных принципов расчета годового объема потребления газа, распределяемого ОАО «Газпром» между потребителями Российской Федерации. С одной стороны, это будет способствовать планированию потребителем объемов потребления газа по регулируемым ценам, с другой стороны, позволит потребителю совместно с поставщиком газа исходя из технологических особенностей работы газопроводной инфраструктуры выбрать неравномерный график потребления (зима-лето). Требуется серьезная переработка действующих Правил поставки газа в России и разработка нормативного акта, регламентирующего порядок распределения газа по ЕСГ между потребителями Российской Федерации.

Что касается размера дифференциации между уровнями летних и зимних оптовых цен, то по предварительным расчетам ФЭК России он составит 10%-15%. По мнению Минэкономразвития России, необходимо в первую очередь ввести государственное регулирование услуг по хранению газа в отношении каждого действующего ПХГ, а размер дифференциации между уровнями летних и зимних оптовых цен рассчитывать с учетом возможности потребителем приобретать газ в летний период для целей его хранения и последующего использования в зимний период. В связи с чем разница между уровнями может составить большую величину. Соответствующие результаты анализа указанной ситуации должны найти свое отражение в соответствующих методических указаниях по сезонной дифференциации оптовых цен на газ.

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 дифференцируются 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.

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 реализовывать газ в регионах максимально приближенных к местам добычи.

Решением данной проблемы может стать применение схемы 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 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.

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 с 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».

В этой связи ФЭК России считает целесообразным утвердить порядок, предусматривающий обязательное указание организациями ОАО «Газпром» в этом случае в общей конечной цене газа стоимость транспортировки исходя из регулируемых тарифов. Также целесообразно установление во внутренних нормативных актах ОАО «Газпром» использование в таких ситуациях внутрисистемных тарифов на уровне регулируемых. Данная схема, применение которой в основном распространится на ЕСГ, по мере развития конкуренции в добыче газа может найти свое применение и в рамках региональных систем газоснабжения.

Помимо этого существует множество объектов магистрального транспорта газа (газопроводы-отводы высокого давления и ГРС) не находятся на балансе ОАО «Газпром» или не принадлежат ему на 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.

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

В действующем размере ставок ПССУ по различным группам потребителей заложен существенный уровень перекрестного субсидирования. 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. 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.

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.

Исходя из этого 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.

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).

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. за 1000м³, максимальное 150 руб. за 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.

Исходя из этого видится целесообразным введение пороговых барьеров для принятия решения о проведении газификации путем установления минимально допустимого коэффициента загрузки новых газопроводов.

Основные проблемы, связанные с работой ГРО, ФЭК России видит следующим образом:

— наличие большого количества ГРО в одном субъекте Российской Федерации — до 40 и выше, где, как правило, 1-2 ГРО работают с нормальным уровнем рентабельности, остальные имеют уровень тарифа значительно ниже себестоимости, что ставит под угрозу обеспечение надежности газоснабжения. Одними тарифными мерами ситуация не поддается нормализации, поскольку это в основном сельские ГРО, оказывающие услуги потребителям с низким уровнем платежеспособности;

— имущественный комплекс ГРО серьезно недооценен. Общая сумма амортизационных отчислений составляет около 1,7 млрд. руб. в год ( по газотранспортным фондам ОАО «Газпром» аналогичная сумма превышает 60 млрд. руб.). По приблизительным оценкам для приведения этого показателя в норму требуется проведение переоценки основных фондов, используемых в транспортировке газа по газораспределительным сетям, в 5 раз.

— 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.

Нерешенность этих проблем, по мнению ФЭК России, практически исключает даже в долгосрочной перспективе переход на ценообразование в газораспределении с элементами регулирования рентабельности на вложенный капитал.

Необходимый средний рост тарифов ГРО с учетом изложенных проблем ФЭК России оценивает 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.

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.

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).

Нарастание добычи газа на газоконденсатных месторождениях, имеющего существенно большую объемную теплоту сгорания, будет делать решение указанной проблемы более актуальным.

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. Однако данная модель имеет следующие существенные методологические недостатки:

• 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 особых условий для газификации регионов Российской Федерации.

Важным аспектом создания привлекательных условий для привлечения инвестиций в модернизацию существующей инфраструктуры и создание новой, 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.

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. Эффективным механизмом передачи газопроводов в оперативное управление может явиться 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.