1.   Краткое описание причин и предпосылок проведения работ по изменению процедуры доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром»

1.1         Общие вопросы структуризации отрасли

Поскольку описание фундаментальных способов структуризации газовой отрасли не является целью данного отчета, мы постарались изложить их в схематичном виде. Однако полностью отказаться от их рассмотрения невозможно, поскольку рассматриваемые в настоящем Отчете направления совершенствования доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» выходят за рамки сложившейся системы функционирования отрасли, а значит, требуют рассмотрения возможных альтернативных решений, не укладывающихся в рамки существующего регулирования.

Рассматриваемые модели носят идеализированный характер и не описывают конкретные системы функционирования газовых отраслей. Реальные системы функционирования газовых отраслей существенно отличаются от рассматриваемых. Тем не менее, мы постарались отразить наиболее характерные черты и природу функционирования каждой из рассматриваемых моделей.

Стоит обратить внимание, что газовая отрасль относится к отраслям, характеризующимся наличием сетевой инфраструктуры, ответственной за поставку товара от производителей к потребителям. При рассмотрении моделей мы полагаем, что сетевая инфраструктура оснащена средствами учёта движения товара и техническими устройствами регулирования, позволяющими организовывать адресную доставку товара от конкретного производителя конкретному потребителю, поэтому рынок в газовой отрасли может быть построен как свободный рынок товара (организация рынка услуг самой сетевой инфраструктуры представляет отдельную задачу). Для организации полноценных рыночных отношений в отрасли оснащение приборами учёта и техническими устройствами регулирования точек подключения к сети производителей и потребителей товара необходимо.

Если, в силу технологических особенностей или недостаточного уровня оснащения, сетевая инфраструктура не позволяет учитывать и/или регулировать потоки на внутренних узлах сети, становится практически невозможно учитывать прямые отношения поставщик — потребитель. В такой ситуации могут вводиться (административно или по взаимному согласованию участников) иные модели организации рынка. Среди таких моделей находятся Закупочного агентства.

С точки зрения развития конкуренции на газовом рынке существуют всего четыре фундаментально различных способа структуризации отрасли, хотя каждый из них имеет множество возможных вариантов. Эти способы определяются степенью монополии, а значит и долей конкурентного рынка, которая разрешена или требуется в отрасли.

• Модель 1. Монополия на всех уровнях. В сфере добычи (производства) газа отсутствует конкуренция и выбор поставщика; единая монопольная компания занимается добычей газа и его транспортировкой по магистральным трубопроводам к компаниям, занимающимся реализацией газа и/или его распределением конечным потребителям;
• Модель 2. Закупочное агентство. Эта модель разрешает единому покупателю (закупочному агентству) выбирать среди различных производителей газа, что способствует развитию конкуренции в сфере производства газа. Конечные потребители не имеют доступа к газотранспортным и газораспределительным мощностям. Закупочное агентство владеет монополией на транспортировку газа, а также на продажу газа конечным покупателям.
• Модель 3. Конкуренция на оптовом рынке. Эта модель позволяет компаниям, занимающимся реализацией и/или распределением газа, закупать газ непосредственно у производителей и транспортировать его по магистральным газопроводам. Компании, занимающиеся реализацией газа, владеют монополией на продажу газа конечным покупателям и/или газораспределение. Имеется свободный доступ к магистральным газопроводам.
• Модель 4. Конкуренция на розничном рынке. Эта модель позволяет каждому покупателю выбирать своего поставщика (производителя) газа. Имеется свободный доступ к любым газотранспортным мощностям (магистральные и газораспределительные трубопроводы). Газораспределение отделено от реализации газа, в которой также предполагается конкуренция.

В Таблице 1 кратко описываются основные характеристики каждой из моделей.

ТАБЛИЦА 1. Основные характеристики моделей структуризации газовой отрасли

Характеристика	Модель 1.Монополия на всех уровнях	Модель 2.Закупочное агентство	Модель 3.Конкуренция на оптовом рынке	Модель 4.Конкуренция на розничном рынке
Конкурирующие производители	НЕТ	ЕСТЬ	ЕСТЬ	ЕСТЬ
Выбор для компаний, занимающихся продажей газа	НЕТ	НЕТ	ЕСТЬ	ЕСТЬ
Выбор для конечных потребителей	НЕТ	НЕТ	НЕТ	ЕСТЬ

Каждая из рассматриваемых моделей предполагает использование различных типов договоров, а также применение отличающихся друг от друга инструментов регулирования.

Различия моделей сконцентрированны в ответе на вопрос: «Кому могут продавать свою продукцию независимые организации?»

В Модели 1 никто не может покупать газ у независимой организации, поскольку их просто не существует. Поставки газа всем потребителям осуществляются единой монопольной компанией. Первым шагом по развитию конкуренции для Модели 1 является внедрение конкурирующих между собой производителей (появление независимых производителей) газа. Таким образом, мы переходим к Модели 2. В ней только Закупочному агентству разрешается покупать газ у производителей, включая независимых. Именно по этой причине эту модель еще иногда называют «моделью единого закупщика». Заключение договоров на покупку газа представляет собой основную отличительную черту Модели 2.

В Модели 3 компаниям, занимающимся реализацией газа, предоставляется право покупать газ непосредственно у независимых производителей, однако они сохраняют за собой монопольное право по обслуживанию розничных покупателей. Таким образом, и независимые производители и компании, занимающиеся продажей газа, нуждаются в доступе к магистральным газопроводам, а значит, возникает необходимость в заключение договоров о пользовании транспортной инфраструктурой (доступе к магистральным газопроводам).

В Модели 4 конечным покупателям предоставляется право покупать газ у независимых производителей. Такое расширение списка компаний, которые могут выбрать себе поставщика, предполагает использование более сложных форм договорных отношений, а также возможное усложнение процесса обеспечения доступа, как к магистральным, так и к газораспределительным трубопроводам.

В качестве альтернативы мы можем взглянуть на это с точки зрения потребителя. На Рисунке 1 кратко иллюстрируется, кому предоставляется выбор в каждой модели.

РИСУНОК 1. Выбор с точки зрения потребителя.

Производитель	Компания по оптовой закупке	Компания, по поставке газа	Потребитель
				Модель 1 Монополия на всех уровнях
				Модель 2 Закупочное агентство
				Модель 3 Конкуренция на оптовом рынке
				Модель 4 Конкуренция на розничном рынке

Рассмотрим более подробно каждую из моделей.

Модель 1. Монополия на всех уровнях

Описание Модели

Модель 1 представляет собой модель монополии, которая, как правило, характеризуется вертикально интегрированной системой. На одной и той же территории одна и та же компания владеет и эксплуатирует все объекты по добыче газа, все газотранспортные мощности, а также осуществляет реализацию газа потребителям. Эта компания является монополией на данной территории.

Взамен за свои монопольные позиции такая компания, как правило, несет обязательства по обслуживанию потребителей, т.е. по снабжению газом всех потребителей на данной территории по цене (тарифу), которая регулируется в зависимости от себестоимости услуг, рассчитываемой определенным образом. Монополия на производство может быть жесткой, так что буквально ни одна другая компания не может добывать газ или она может предусматривать добычу газа другими компаниями только для собственных нужд с продажей ограниченного избыточного количества монополисту по регулируемым расценкам.

В данной модели компания являющаяся монополистом может создавать ряд дочерних обществ с целью передачи им полномочий по осуществлению различных этапов добычи, доставки и реализации газа потребителям. Заключаемые между ними договора будут преследовать целью минимизацию затрат компании, в особенности их налоговой составляющей. Конкуренции в добыче не существует.

Доступ к газотранспортным мощностям

В Модели 1 вопрос о доступе к газотранспортным мощностям поднимается только для транзитных объемов газа, поставляемых по межправительственным соглашениям или соглашениям с монополистом. В этом случае необходимо согласовать условия доступа и тарифы на транспортировку. В Модели 1 не существует транспортировки на территорию занимаемую компанией-монополистом, поскольку потребители не имеют выбора и пользуются услугами местной компании, а также отсутствуют независимые производители. В связи с этим возникает вопрос об ответственности компании-монополиста за отслеживанием роста расходов, а значит и уровнем цен на газ, который она поставляет на ее территории.

В системе, существующей в Модели 1, типичной структурой является вертикально интегрированная компания. Эта компания владеет и управляет объектами по добыче и магистральной транспортировке газа и пользуется возможностями оптимизации средств за счет так называемого «эффекта масштаба». Компания также может получить важные преимущества от эффективной координации своих операций, в частности, за счет координации деятельности месторождений, газотранспортных организаций, а также компаний, реализующих газ.

Достижение эффективности

В Модели 1 структура производства обеспечивающая минимальные затраты достигается за счет процесса планирования, осуществляемого компанией-монополистом, результат которого, как правило, должен быть одобрен органом регулирования или правительством. Затраты на одобренное расширение или введение в строй новых объектов добычи или транспорта взыскиваются с потребителей с помощью розничных цен. Стимулы на повышение эффективности в основном возникают из-за временной несогласованности в принятии решений, возникающей в работе органов регулирования или правительства.

В Модели 1 все риски обычно передаются потребителям путем включения их в затраты при регулировании стоимости услуги. Потребитель оплачивает ошибки в размещении инвестиций, изменения в спросе, непредвиденного устаревания технологий и за все остальное. Это уменьшает риски для инвесторов компании-монополиста, что в свою очередь может привести к снижению стоимости капитала, используемого компанией для инвестиций. Однако это же может привести к ошибкам в принятии решений о разработки новых месторождений, строительстве новых газотранспортных мощностей и т.д. из-за несоответствия складывающейся низкой стоимости инвестиций по компании в целом и реальной высокой стоимостью инвестиций по конкретному проекту.

Взыскание всех расходов с потребителей, при которых цены увеличиваются в случае возрастания затрат, не обеспечивает стимулы для сокращения издержек. Различные меры, в целом известные под названием «регулирование стимулов», могут улучшить стимулирование за счет перекладывания некоторой части риска на владельцев или операторов активов. Общеизвестно, что цены должны, по крайней мере, частично быть отделены от себестоимости, что обеспечивает стимул к сокращению себестоимости. Даже в условиях форм регулирования, основанных на себестоимости от затрат «задержка в регулировании» может способствовать значительному обособлению цен от затрат.

Социальные обязательства

Одной из привлекательных сторон Модели 1, которая сохраняется в Модели 2 и значительно уменьшается в Моделях 3 и 4 , является способность учитывать имеющиеся социальные обязательства. Эти обязательства востребованы правительством, но им нет места на рынках с полноценной конкуренцией. Мы можем разделить их на две группы: обязательства, которые связанны с добычей газа и прочие обязательства. В первую группу входят «обязательства в отношении поставки газа» (под этим мы понимаем обязательство предлагать услуги и/или обязательство построить достаточные мощности, позволяющие гарантировать некоторый определенный уровень надежности газоснабжения), рациональное использование недр, эффективная разработка имеющихся запасов, регулирования выброса отходов в окружающую среду. Прочие обязательства включают в себя универсальное ценообразование на территориях с различными затратами, газификацию сельской местности, скидки для потребителей, которые потребляют значительные объемы газа, снижение цен для малообеспеченных слоев населения, программы охраны окружающей среды и высокие налоги в бюджет. В Модели 1 все эти обязательства могут быть реализованы, однако в последующих моделях обязательства, связанные с добычей газа, сталкиваются с серьезными препятствиями.

Способность выполнять эти задачи обеспечивается благодаря наличию монополии, которая позволяет взыскивать со своих потребителей избыточные расходы компании-монополии. Высокие затраты на добычу и строительство избыточных мощностей могут поддерживаться только в том случае, если у потребителя нет выбора. Также возможна дискриминация среди потребителей, поскольку структура цен может предусматривать продажу газа крупным потребителям по ценам, отличающимся от цен для мелких потребителей (использование так называемого «перекрестного субсидирования»).

Компания-монополист в Модели 1 часто осуществляет так много направлений социальной политики, что она практически превращается в орган государственной власти (компания-монополист собирает «налоги» и перераспределяет их между различными потребителями). Эти направления политики основываются на сверхрыночных затратах, которые отрасль может взыскивать благодаря своей монопольной позиции и благодаря большому спросу на продукт, который является практически необходимым.

Возможность перемен

Модель 1 начинает разрушаться, если предельная стоимость производства, в котором присутствует конкуренция или цена которую могут предложить новые участники рынка меньше, чем цена установленная компанией-монополией.

Теория и практика регулирования показывают, что цена компании-монополии может быть выше, чем цена в условиях конкуренции.

Выводы

Модель 1 оставалась основной моделью на протяжении столетия и на то есть веские причины. Эта форма вертикально интегрированной организации сделала возможным развитие крупномасштабных систем по добыче и транспортировке газа. Аргументы в пользу получения экономии за счет крупных масштабов, которые приводились на протяжении многих лет и по-прежнему относятся к некоторым развивающимся странам, оправдали монопольную организацию рынка.

Полная монополия несет в себе возможность реализации политики, проводимой государством, позволяя субсидировать менее развитые территории, осуществляя газоснабжение сельской местности и т.д. Направления этой политики могут и в будущем предполагать монополию в области добычи и розничной продажи газа.

Модель 2. Закупочное агентство

Описание модели

В Модели 2 допускается существование независимых производителей газа. Они могут создаваться, путем отделения, на базе существующих добывающих компаний (входящих в структуру компании-монополиста) или быть новыми добывающими компаниями, которые вступают на рынок в случае возникновения потребности в дополнительных объемах газа, а также появления возможности конкурировать с компанией-монополистом. Независимые производители конкурируют в области добычи газа и принимают на себя связанные с этим риски. Именно это отличает Модель 2 от Модели 1. Независимые производители продают добытый газ так называемому «Закупочному агентству», роль которого выполняет компания-монополист. В свою очередь Закупочное агентство продает газ компаниям, реализующим газ потребителям, имеющим монополию на своих потребителей.

Несмотря на то, что Модель 2 допускает конкуренцию в добыче газа, весь газ должен продаваться Закупочному агентству, таким образом, Закупочное агентство является монополией, покупающей добытый газ у производителей. Производители конкурируют между собой за заключение договора на продажу газа Закупочному агентству. Благодаря этому возникает конкуренция на уровне освоения новых месторождений и эксплуатации существующих.

Закупочное агентство в принципе может дискриминировать производителей. Именно по этой причине необходимо устанавливать регламент подачи предложений или принятие каких-либо других мер, направленных на предотвращение этого. Однако, в некоторых случаях непосредственная цель создания Закупочного агентства заключается в осуществлении власти монопсонии и дискриминации производителей за счет предложения более низких закупочных цен производителям имеющим низкие затраты, что позволяет распределять соответствующим образом сэкономленную плату за пользование дешевыми источниками или теми источниками, за которые потребители уже заплатили.

Модель Закупочного агентства целесообразно использовать в тех случаях, когда количество поставщиков товара сравнительно невелико по сравнению с числом потребителей и структура заключённых сделок не подлежит частому изменению.

Переход к Модели 2

При переходе государственной отрасли промышленности к Модели 2 существующие месторождения могут быть проданы частным покупателям на основе тендера вместе с договорами на продажу газа Закупочному агентству. В качестве альтернативы орган регулирования может выставить требование, чтобы компания-монополия, относящаяся к Модели 1, покупала газ у независимых производителей на основе конкурентного предложения.

Договорные отношения

В Модели 2 производители обычно заключают договора с Закупочным агентством. Как правило, эти договора предусматривают оплату, позволяющую покрыть капитальные затраты и оплату, установленную с целью покрытия эксплуатационных затрат, включая затраты на диспетчеризацию.

Установление платы за газ на уровне фактически понесенных затрат обеспечивает производителям слабые стимулы для сокращения этих затрат. Одно из решений этой проблемы — тщательный контроль затрат.

В Модели 2 Закупочное агентство часто продает газ компаниям, реализующим газ потребителям, по оптовым расценкам. С точки зрения эффективности, эти расценки должны соответствовать предельным затратам системы. Кроме того, цена должна покрывать общие затраты, понесенные Закупочным агентством на покупку газа. Для достижения этой цели часто используются механизмы многокомпонентных цен (тарифов), состоящих из платы за капитальные затраты и различные переменные расходы.

Цена закупки газа не регулируется в связи с возможностью рыночного выбора поставщиков. Потребители в системе обязаны закупать у Закупочного агентства, поэтому монопольная составляющая цены Закупочного агентства — сбытовая надбавка к средневзвешенной цене покупки газа у поставщиков — регулируется государством или органом местного самоуправления.

Доступ к газотранспортным мощностям

Вопрос транспортировки, обсужденный в Модели 1, по-прежнему присутствует в данной модели и сохраняет свою актуальность во всех моделях. В связи с вопросом о доступе к магистральным газопроводам в Модели 2 возникает дополнительный аспект связанный с тем, каким образом затраты на транспортировку должны влиять на место расположения и диспетчеризацию месторождения. Процесс подачи заявок на разработку и подключение к системе нового месторождения должен учитывать фактические и потенциальные ограничения и потери в ходе транспортировки газа и обеспечивать соответствующую оценку предложений.

Также необходимо четко изложить условия и расценки за доступ к газотранспортным мощностям. Эти условия будут определять отношение с независимыми производителями в случаях, если они не смогут обеспечить добычу газа из-за ограничений по транспортировке газа. Например, Закупочное агентство может гарантировать им доступ к магистральным газопроводам. Если в последствии независимый производитель оказался не в состоянии обеспечить поставку газа из-за ограничений по транспортировке, то Закупочное агентство должно выплатить ему компенсацию.

Независимость Закупочного агентства

Структурный вопрос Модели 2 заключается в том, каким требованиям должна соответствовать компания, чтобы стать Закупочным агентством. Закупочное агентство должно заключать долгосрочные контракты с добывающими компаниями, поэтому оно должно быть платежеспособным. Таким образом, основным кандидатом на роль Закупочного агентства является государство или занимающая прочные позиции компания, однако, каждый из этих кандидатов является потенциальным носителем конфликтов.

Закупочное агентство в принципе должно быть независимым от производителей газа, иначе конфликты будут неизбежны. Необходимо, чтобы все видели, что Закупочное агентство не проводит дискриминации в пользу своих собственных ресурсов, как в ходе покупки, так и в ходе транспортировки.

Еще один конфликт возникает, если Закупочное агентство одновременно является оператором системы, ответственным за диспетчеризацию. При смешанной системе, когда управление месторождением, являющимся собственность диспетчера, может быть более прибыльным, чем управление месторождением конкурента, эти конфликты могут достигать значительных размеров. Единственное решение заключается в подписании тщательно составленных договоров, которые дают диспетчеру системы необходимые стимулы отправлять газ с наименьшей себестоимостью независимо от принадлежности его той или иной компании.

Социальные обязательства

Одной из привлекательных сторон Модели 2, которая также присуща Модели 1, является способность учитывать цели социальной политики.

При такой структуре Закупочное агентство несет обязательство по обеспечению достаточного уровня производства, потому что оно имеет прямую или косвенную монополию на потребителей. Чтобы выполнить это обязательство оно должно обеспечить наличие достаточного объема газа, поставляемого независимыми производителями на основе договоров или на основе предложений независимых производителей на отправку.

Монополия на реализацию газа на розничном рынке делает возможным достижение этих целей, поскольку она позволяет закупочному агентству взыскивать излишние затраты с них. Закупочное агентство может выдержать высокие затраты на производство и существование излишних мощностей, если его потребители не имеют другого выбора.

Возможность перемен

Давление в сторону перехода от Модели 2 «Закупочное агентство» к Модели 3 «Конкуренция на оптовом рынке» исходит из различных источников. Один из таких источников — оптовые потребители, компании, реализующие газ потребителям или крупные промышленные потребители, которые считают более эффективным закупки газа на рынке с большей конкуренцией.

Давление в направлении либерализации доступа к инфраструктуре, также исходит от независимых производителей или крупных компаний. Оно также может исходить от производителей, добывающих газ на новых месторождениях и имеющих при этом совокупные затраты ниже, чем издержки, отражающиеся в ценах Закупочного агентства. Эти производители будут стараться обойти систему, продавая газ местным покупателям с использованием своих собственных трубопроводных мощностей.

Выводы

Данная модель вводит конкуренцию в сферу добычи газа, в которой, вероятно, конкуренция может обеспечить наиболее ощутимые результаты в снижении затрат. Эта модель также может быть полезной для привлечения новых источников капитала. В то же время эта модель позволяет избежать некоторых затрат, присутствующих в следующих моделях в связи с заключением договоров на наличных рынках и доступом к газотранспортным мощностям, а также увеличением стоимости капитала, происходящей вследствие того, что производители принимают на себя технологический риск. Данная модель также может облегчить для государства осуществление мероприятий по социальной политике, таких как газификация сельской местности. В целом Модель 2 хорошая переходная модель, в которой нет необходимости разработки сложной системы договоров и ее внедрения, необходимой для более сложной структуры рынка.

Однако Модель 2 также гарантирует независимым производителям защиту от рыночного риска и облегчает для них привлечение капитала. Поскольку доходы независимых производителей не зависят от рыночных цен и независимые производители не должны конкурировать с вновь вступившими на рынок участниками, они могут обеспечить финансирование с весьма высокой долей заемного капитала, что позволяет понизить цены, устанавливаемые ими. Имеющиеся риски передаются через Закупочное агентство потребителям, на которых оно имеет монополию.

Изолируя добывающие компании от влияния рыночных сил, Модель 2 ослабляет динамические преимущества конкуренции, оставляя многие аспекты выбора в отношении того, когда добывать и как развивать газотранспортные мощности в руках централизованных органов по планированию, а не в руках предпринимателей. Более того, структура цен усложняет для участников рынка скрытие излишних расходов в плате за газ по сравнению с Моделью 1.

Модель 3. Конкуренция на оптовом рынке

Описание модели

Модель 3 предполагает выбор при определении компании, реализующего газ потребителям, а также конкуренцию в добыче газа. Иногда эта модель называется моделью с конкуренцией на оптовом рынке в отличие от модели с конкуренцией на розничном рынке (Модель 4) при которой конечные потребители, а не компании, реализующие газ потребителям, могут выбирать поставщика. В Модели 3 существуют несколько компаний, реализующих газ потребителям. Они могут покупать газ для своих потребителей у любого независимого производителя. Компании, реализующие газ потребителям сохраняют монополию на продажу газа (каждый из них имеет права на обслуживание определенного круга потребителей) для своих потребителей.

С одной стороны Модель 3 фактически перемещает Закупочное агентство с магистрального уровня на уровень газораспределения, однако при этом она перестает быть моделью единого покупателя. Поскольку Модель 3 предусматривает открытый доступ к магистральным газопроводам, она обеспечивает альтернативных покупателей для независимых производителей. Таким образом, покупатель не обязан брать на себя рыночные риски и форма договора на газ сможет измениться с формы договора, предусмотренного Моделью 2 на договор, который просто защищает от ценового риска. Однако конечные потребители по-прежнему не имеют выбора поставщика в пределах территории обслуживания. При существовании такой структуры рынка обязательство поставить газ переходит к розничной компании, которая имеет монополию на конечных потребителей.

С приходом более широкой конкуренции потребность в регулировании не исчезает. По-прежнему необходимо осуществлять регулирование монопольных владельцев газотранспортных мощностей, а также контроль за структурой конкурирующих элементов рынка.

При этом на рынке возникают дополнительные функции, которые должны исполняться одним из участников рынка и инструменты, которые должны быть созданы. К таким функциям относятся функция диспетчера, который должен быть независим от торговцев и обеспечивать стабильность поставок.

К инструментам, которые должны быть созданы в рамках рассматриваемой Модели можно отнести:

• тариф на транспортировку газа, который отражает предельные затраты на транспортировку и позволяет определять приоритетность транспортировки, а также управлять загруженными ветками экономичным и рациональным образом;
• наличный рынок или биржу газа, куда покупатели и продавцы газа подают предложения определяющие цену на газ с определенной периодичностью;
• форвардный рынок, на котором стороны могут осуществлять двусторонние контакты друг с другом. Этот рынок возникнет естественным путем, если ему не будет препятствовать непродуманное регулирование;
• обеспечение свободы входа и выхода с рынка — свобода увеличивать или уменьшать добычу газа на месторождениях в ответ на воздействие рыночных сил. Рынку должна быть предоставлена свобода обеспечивать необходимые ресурсы. Это может потребовать внесение изменений в законодательство и сложившуюся практику взаимоотношений.

Доступ к газотранспортным мощностям

Конкурирующие производители в Модели 3 могут продавать газ напрямую компаниям, реализующим газ потребителям. Компании, реализующие свой газ потребителям, по-прежнему имеют права на свой круг потребителей и могут ассоциироваться с дистрибьюторами при условии владения газораспределительными системами. Однако в данной модели нет требования предоставления доступа всем желающим к газораспределительным сетям. Таким образом, данная модель требует определения тарифа только на транспортировку по магистральным трубопроводам. Эти тарифы должны обеспечивать необходимые экономические стимулы в отношении места расположения, подсоединения и диспетчеризации месторождений, а также достаточные доходы для владельцев магистральных газопроводов.

Транспортировка газа

В Модели 3 необходимо по-другому определить функции, связанные с транспортировкой газа. Во-первых, можно ожидать объединения магистральных газопроводов (если их много) под одной компанией, поскольку благодаря этому можно получить экономию. В Модели 3 договорные отношения между сетями становятся гораздо сложнее. Чем больше существует сетей, тем больше соглашений необходимо оговорить и выполнить для обеспечения эксплуатации и расчетов в отношении потоков в точках соприкосновения между сетями. Стоимость осуществления этих процедур может свидетельствовать о том, что объединение сетей является наиболее эффективной альтернативой.

Во-вторых, становится насущным вопрос о том, необходимо ли выделить функции связанные с транспортировкой газа в отдельные компании для предотвращения потенциальных конфликтов. Необходимо определить и поручить одному из участников рынка новые функции, связанные с торговлей с использованием газотранспортной системы. Таким образом, мы выделили, по крайней мере, три новых функции, а именно функции диспетчера, транспортировщика по газотранспортной системе и оператора рынка.

Диспетчер обязан поддерживать стабильность поставок газа по магистральным газопроводам и действовать в качестве оптимизатора загрузки газотранспортной системы. Чтобы избежать потенциальных проблем, возникающих в результате операций в собственных интересах, в идеальном случае диспетчер должен быть независим от покупателей и продавцов газа. Реализация модели в которой интегрированная компания-монополист действует в качестве диспетчера также возможна, однако, они могут потребовать повсеместного регулирования, призванного устранить существование и возникновение операций в собственных интересах (предотвращения дискриминации).

Необходимо определить транспортировщика, устанавливающего условия доступа пользователей к газотранспортным мощностям и собирающего плату за пользование газотранспортной системой. Часто этот транспортировщик является владельцем магистральных газопроводов, но это происходит не всегда.

Также необходимо определить оператора рынка для контроля организации расчетов за разбаланс между объемами газа по договорам и фактическими поставками. Несмотря на то, что большинство сделок заключается на основании договоров, неизбежно возникает ситуация, когда объем газа, указанный в договорах, не соответствует фактически добытым и потребленным объемам. Это несоответствие сохранится даже, если продавец и покупатель постараются привести в соответствие спрос и предложение на газ.

Эти функции часто должны выполняться независимо от торговцев на рынке, в противном случае потребуется повсеместное регулирование их деятельности. Также может потребоваться, чтобы эти функции выполнялись независимо друг от друга ввиду потенциальных конфликтов интересов.

Возможен вариант объединения функций оператора рынка и диспетчера в едином органе, поскольку между ними не существует очевидный конфликтов. Однако, это не всегда самое желательное сочетание. Часто считается, что эти две функции хорошо сочетаются друг с другом благодаря общности информации, используемой диспетчерской и расчетными службами системы. Однако, навыки, необходимые для диспетчеризации системы значительно отличаются от навыков, необходимых для расчета по большому количеству сделок. Последние навыки распространены в таких сферах, как банковское дело и торговля. В результате, преимущества назначения отдельного оператора рынка могут оправдать себя на разделении этих функций.

Обеспечение эффективности

Производитель газа начнет разрабатывать месторождение, если предполагается, что рыночная цена покроет затраты на его обустройство и эксплуатацию, как это происходит на любом другом рынке. В Моделях 1 и 2 производитель не имеет права доступа к более широким рынкам. В результате ему необходим договор (подразумевающийся как в Модели 1 или явно выраженный как в Модели 2) прежде, чем начать разработку месторождения. В Модели 3 производители также, вероятно, нуждаются в договорах. Однако существование организованного наличного рынка, на котором они могут продавать свой газ, уменьшает важность договоров. В Модели 3 договор используется с целью распределения ценового риска в то время как в Модели 2 договор необходим для обеспечения выполнения обязательств обеими сторонами.

Цена на наличном рынке также является сильным стимулом для обеспечения эффективности при использовании. По действительной цене наличного рынка расчеты всегда осуществляются полностью, здесь не может быть недостатка, потому что рыночная цена всегда поднимается на достаточный уровень, приводя в соответствие спрос и предложение.

Обязательства по социальной политике

Способность производителей воплощать направления социальной политики, связанные с производством газа, практически исчезает в Модели 3. Покупка неэкономичных ресурсов, слишком высокие экологические стандарты, технологии, предпочитаемые в целях национальной безопасности — не может быть обеспечена на конкурентном рынке.

Однако осуществление направлений социальной политики не связанных с добычей газа может продолжаться, если органы регулирования решат, что они необходимы в условиях монополии на розничном рынке. Например, дискриминация в пользу более крупных потребителей может продолжаться до тех пор, пока не существует механизма для перепродажи потребителями своего дешевого газа. То же самое относится к продаже газа малообеспеченным слоям населения по цене ниже себестоимости. Рынки, предусмотренные в Модели 3, практически позволят осуществить перепродажу. Но в Модели 3 конечный потребитель не может перепродавать газ.

Для субсидирования необходимо, чтобы кто-то взял на себя расходы. Обычно для этого подходят монополизированные потребители, которые являются в высшей степени не гибкими, однако расходы могут оплачиваться налогоплательщиками напрямую. В Модели 3 потребители по-прежнему монополизированы и могут выдерживать бремя более высоких местных налогов или субсидирования газа для малообеспеченных слоев населения.

Возможность перемен

В Модели 3 (конкуренция на оптовом рынке) компании, реализующие газ потребителям могут покупать газ непосредственно у конкурирующих независимых производителей или у оптовых компаний по своему выбору. Для этого необходим доступ к системе магистральных газопроводов. После введения Модели 3, когда производители могут конкурировать за продажу компании, реализующей газ потребителям, возникает проблема в связи с определением, что конкретно представляет собой такая компания.

Если компания, реализующая газ потребителям определяется как компания, владеющая газотранспортными сетями и покупающая с целью перепродажи, то сразу возникает целый ряд вопросов: «Считается ли такой компанией крупная промышленная компания со своей собственной газотранспортной сетью? Может ли группа крупных потребителей объявить себя компанией, реализующей газ потребителям? Может ли город стать компанией, реализующей газ потребителям?»

Модель 3 ограничивает выбор потребителей, выделяя потребителей, которые могут пользоваться правом выбора. Именно поэтому определение неизбежно будет расплывчатым.

Именно эти проблемы подталкивают Модель 3 к переформатированию в Модель 4.

Выводы

Модель 3 предлагает более широкую конкуренцию, обеспечивая независимых производителей большим количеством потребителей. Увеличение числа покупателей делает рынок более конкурентоспособным и более динамичным, чем рынок в Модели 2, предполагающий одного покупателя.

Преимущества, обеспечиваемые конкуренцией в производстве газа, увеличиваются за счет перемещения рыночного и технологического риска обратно к производителям. Производители обычно могут лучше судить о преимуществах новой технологии, чем орган регулирования. Если их собственные средства подвергаются риску, они также будут более тщательно продумывать с новыми участниками рынка; в Модели 2 этого не происходит.

Однако в Модели 3 расходы на осуществление сделок повышаются вследствие необходимости заключения соглашений на рынках и в системах газораспределения. При этом сохраняется монополия в распределении, поскольку потребители не имеют выбора поставщика. Это позволяет сохранять некоторое субсидирование и обязательства в отношении социальной политики, несмотря на ограниченные формы в которых эти мероприятия могут осуществляться.

Модель 3 определенно представляется моделью обладающей всеми преимуществами по сравнению с Моделями 1 и 2. И все-таки эта модель не является устойчивой и представляет собой всего лишь остановку на пути к Модели 4. Модель 3 можно рассматривать как испытательную стадию.

Модель 4. Конкуренция на розничном рынке

Описание модели

Модель 4 предполагает конкуренцию на розничном рынке. В Модели 4 все потребители имеют доступ к конкурирующим производителям газа либо напрямую, либо через розничного торговца по своему выбору. Модель 4 отличается от Модели 3 тем, что она предполагает выбор для всех потребителей, а не только для компаний, реализующих газ потребителям, которые имеют монополию на своих конечных потребителей. Основной вариант Модели 4 предполагает полное отделение, как производства, так и розничной торговли от деятельности по транспортировке газа, как на магистральном уровне, так и на уровне распределения. Монополии на розничную торговлю не существует и конкурирующие торговцы могут выполнять те же функции, которые им присущи на других рынках. Газотранспортные мощности предусматривают открытый доступ или общую транспортировку точно также как магистральные газопроводы в Модели 3.

Такая структура предполагает свободный вход и выход с рынков производства газа. Это означает, что отпадает необходимость в регулировании потребности в новых месторождениях и в эксплуатации месторождений, которые стали не экономичными. Розничные торговцы также имеют свободный вход на рынок. Розничная торговля является новой функцией Модели 4. Это коммерческая функция, которая не требует собственности на газотранспортные мощности, несмотря на то, что во многих случаях владелец газотранспортных мощностей также конкурирует в качестве розничного продавца.

Договорные отношения

Модель 4 предполагает свободный доступ ко всем газотранспортным мощностям. Необходимо установить механизм, позволяющий осуществление широкомасштабной торговли через газотранспортную систему. Модель 4 требует установления расценок за использование как магистральных, так и распределительных мощностей.

В Модели 4 основной проблемой становятся замеры.

Обязательства по социальной политике

Обязательства в рамках социальной политики включают такие аспекты, как косвенный контроль, регулирование спроса, программы охраны окружающей среды, оказание помощи малоимущим, пересмотр топливно-энергетического баланса, что может предполагать субсидирование отраслей, экологические аспекты, высокие налоги в местный бюджет и экономическое развитие. Мы можем разделить эти аспекты на две группы: вопросы, связанные с добычей газа (косвенный контроль и регулирование спроса, использование различных видов топлива и экологические аспекты) и вопросы, которые не связаны с добычей газа (оказание помощи малоимущим, экономическое развитие).

Независимо от того, в соответствии с какой моделью функционирует отрасль, способность вводить и собирать упомянутые выше сверхрыночные издержки, определяется тем насколько легко потребители могут выбирать альтернативы, которые не предусматривают эти издержки. Таким образом, в ходе осуществления конкурентной деятельности представляется сложным покрыть упомянутые выше издержки. Однако, поскольку регулируемый сектор представляет собой монополию, возможно обеспечить более простой способ возмещения этих сверхрыночных издержек в качестве платы за услуги по сбыту, так как потребители обычно не могут обойти систему розничной торговли.

По мере продвижения от одной модели к другой, регулируемый сектор постепенно уменьшается, а конкурентный сектор расширяется, сокращая масштаб для обязательств в отношении социальной политики.

Деятельность по экономическому развитию — это функции не местном уровне, которые могут оплачиваться на местах посредством введения сбора за газоснабжение. Этот же принцип действует в отношении оказания помощи малоимущим. По желанию законодательного органа, он может уполномочить компанию дистрибьютора взыскивать эти расходы.

1.2         Существующая система регулирования доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром»

Анализируя структуру газовой отрасли России можно сделать вывод о том, что она ближе всего соответствует Модели 3 (конкуренция на оптовом рынке). Вместе с тем имеются и значительные отличия. Например, несмотря на то, что на рынке газа присутствуют независимые добывающие компании, так до конца и не решен принципиальный вопрос предоставления доступа к магистральным газопроводам. Кроме того, не решен вопрос отделения транспортной деятельности от деятельности по добыче, а также от деятельности по диспетчеризации. Учитывая, что деятельность по добыче, транспортировке, хранении, диспетчеризации, коммерческой балансировке, а также по оптовой и розничной продаже сосредоточены в руках одной компании не удивительно наличия конфликта интересов на рынке газа, а значит и дискриминации. При этом деятельность по газораспределению и реализации газа потребителям разнесена, что, вообще говоря не является обязательным для Модели 3.

Такая ситуация вызвана историческим развитием газовой отрасли России, которая сразу из Модели 1 (Монополия) шагнула в Модель 3 (конкуренция на оптовом рынке), не создав при этом необходимых инструментов регулирования и не предприняв определенных шагов по структурной перестройке отрасли. Можно сказать, что газовая отрасль России проходит затянувшийся период «болезни быстрого роста». Возможными направлениями развития в такой ситуации может являться либо направление всех усилий на преодоление последствий этой болезни (т.е. создание необходимой инфраструктуры и проведения всех требуемых преобразований), либо возврат на шаг назад (к Модели 2), поскольку возврат к Модели 1, скорее всего, уже не возможен, с тем, чтобы планомерно подготовить переход к Модели 3.

Рассмотрим более подробно существующую систему регулирования доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

Формально права доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» гарантированы в ряде законодательных и нормативных актов. Наиболее важными из них являются:

• Антимонопольное законодательство. Федеральный Закон от 26 июля 2006 г. № 1356-ФЗ «О защите конкуренции», Закон от 22 марта 1991 г. № 948-1 «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» и Федеральный Закон от 17 августа 1995 г. № 147-ФЗ «О естественных монополиях» описывают систему государственного регулирования транспортировки газа по трубопроводам. Поскольку ОАО «Газпром» признанно субъектом естественной монополии, а оказание услуг по транспортировке газа по магистральным трубопроводам ОАО «Газпром» — естественно монопольным видом деятельности, формально, Федеральная Антимонопольная Служба (ФАС) обладает правом настаивать на выполнении требований обеспечения свободного доступа всех участников газового рынка к системе газоснабжения.
• Закон о газоснабжении. Статья 27 Федерального Закона от 31 марта 1999 г. №69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» подтверждает, что организации-собственники систем газоснабжения обязаны обеспечивать недискриминационный доступ любым организациям, осуществляющим свою деятельность на территории России.
• Постановления Правительства РФ о доступе. Ключевым документом по доступу является Постановление Правительства РФ  от 15 июля 1997 года № 858 «Об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» (документ претерпел ряд правок, последний раз в мае 2001 года) утвердившее Положение «Об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

Несмотря на то, что нормы и процедуры доступа изредка претерпевают незначительные изменения, ключевые условия остаются неизменными:

• Свободнее мощности. Доступ к газотранспортным мощностям ОАО «Газпром» предоставляется только при наличии соответствующих свободных мощностей. Отказ в доступе может быть аргументирован отсутствием технических возможностей или загруженностью отдельных участков трубопроводной системы. Актуальная информация о наличии мощностей находится только в Центральном Производственно Диспетчерском департаменте (ЦПДД) ОАО «Газпром», и не практически никогда не раскрывается;
• Постановление о Доступе распространяется только на газ, поставляемый российским потребителям. Текст Постановления о Доступе содержит указание, что документ применяется только для поставок газа российским потребителям.

Согласно действующим нормам, любой независимый поставщик имеет право направить заявление о предоставлении доступа к газотранспортной системе в Департамент Маркетинга и Продаж ОАО «Газпром». Заявление должно содержать информацию, требуемую ОАО «Газпром» ля предоставления доступа, включая следующее:

• Качество газа. Необходимо предоставить детальное описание химического состава и физических свойств газа, которое должно удовлетворять требованиям, установленным ОАО «Газпром».
• Контракт на поставку газа. Наличие газа и согласие потребителя его оплатить являются формальным основанием для инициации процедуры получения доступа. Поставщик также должен доказать свои права собственности на поставляемый газ предоставив лицензию на его добычу или договор о его приобретении.
• Объем и длительность поставки. Поставщик должен указать объем прокачиваемого газа, место входа в систему и место потребления газа (точку расположения конечного потребителя).
• Техническая информация. Заявка должна содержать множество технических подробностей, включая план подключения месторождения к газопроводной системе.

ОАО «Газпром» должен дать ответ на поданную заявку в течение 15 дней, если она предполагает заключение краткосрочного контракта (до одного года) на транспорт. Срок ответа может быть до двух месяцев, если заявка претендует на среднесрочный доступ (от года до пяти лет) и для долгосрочных заявок (свыше пяти лет) предусмотрен срок рассмотрения три месяца. После получения доступа независимая организация должна заключить с ОАО «Газпром» договор на транспортировку газа на соответствующий доступу срок. Договор должен быть подписан в течение одного месяца с момента ответа для краткосрочного доступа, в течение двух месяцев — для среднесрочного и в течение трех — для долгосрочного.

Известно, что, несмотря на нормативное регулирование доступа, по ряду причин до сих пор существуют значительные проблемы с транспортом газа независимых организаций:

• ОАО «Газпром» само определяет свободные мощности. Все права доступа в газотранспортную систему зависят, прежде всего, от наличия свободных мощностей. Наличие таких мощностей определяет само ОАО «Газпром» и старается не разглашать информацию о загрузке системы. Тем не менее, все участники рынка представляют себе реальную ситуацию и реально конкурируют в смысле доступа (в том числе с газом ОАО «Газпрома») именно в узких местах системы. Однако до сих пор отсутствует прозрачный механизм выявления честного победителя в такой конкуренции, а также понятный инвестиционный механизм «расшивки» таких узких мест.
• Отсутствует реальный арбитражный механизм. Несмотря на то, что независимые организации могут обращаться с претензиями по вопросам доступа (например, в ФАС), до сих пор решение этих проблем не заходило дальше газетных публикаций и неисполненных формальных предписаний. Бизнес независимых организаций жизненно зависим от решений ОАО «Газпром» в отношении доступа и компании не готовы ставить под вопрос свое существование ради абстрактного торжества справедливости.
• ОАО «Газпром» устанавливает требования по вопросам подключения производителей и потребителей к системе. Существуют формальные процедуры подключения к системе, но реальность их применения (например, Береговое месторождение) показывает отсутствие контроля за ними участников рынка и государства, а значит и обеспечения прав участников рынка.
• Непрозрачность установления маршрутов транспортировки газа. Независимые организации вынуждены платить за транспортировку газа по не самым оптимальным по протяженности маршрутам. Аргументируется это загрузкой тех или иных участков сети. Поскольку невозможно независимо установить реально выполненную товаротранспортную работу, ОАО «Газпром» регулярно подвергается обвинениям в завышении стоимости транспортировки газа независимых организаций.
• Отсутствует возможность заключения долгосрочных договоров и договоров типа «бери или плати». Хотя процедура подачи заявок допускает выдачу разрешения на доступ на период более пяти лет, реально, ОАО «Газпром» не выдает таких разрешений. Более того, даже если поставщик получил разрешение на доступ в систему, это еще не гарантирует ему заключение договора на транспортировку газа. Кроме того, всегда существует вероятность того, что потребитель не заактирует газ, как полученный от другого поставщика (обычно аффилированного с ОАО «Газпром»).
• Отсутствие гибкости в системе поставок газа. Современные системы газоснабжения за рубежом активно используют различные технологические и финансовые инструменты для поддержания дневного баланса спроса и предложения. Среди таких инструментов хранилища газа высокого и низкого давления, пиковые месторождения и т.д., которые могут быть использованы системным оператором для физической балансировки газового потока. Кроме того, существуют контракты с потребителями типа «бери или плати», специальные системные тарифы, которые взимаются за превышение отбора и недовыбор газа из системы и т.д., которые позволяют осуществлять коммерческую балансировку системы. В России такие инструменты или не используются или принимают очень специальный вид. Российская система поставки газа не обладает необходимой гибкостью для дальнейшего эффективного развития, отсутствуют экономические стимулы для развития справедливого рынка природного газа.
• Отсутствие справедливой конкуренции. Поскольку ОАО «Газпром» совмещает добычу природного газа и транспортировку его для независимых организаций, у него всегда существует соблазн использовать свое ключевое положение для коррекции результатов бизнеса. В моменты невыполнения планов добычи монополия имеет возможность реализовывать чужой газ, нарушая условия его прокачки без каких-либо значимых санкций со стороны собственников газа.
• Побуждение к продаже газа на скважине. ОАО «Газпром» заинтересован в приобретении природного газа независимых производителей на скважине по минимальной цене. Таким образом, монополия имеет возможность закрывать дефицит газового баланса, не вкладывая дополнительных инвестиционных ресурсов. ОАО «Газпром» обладает достаточно широким спектром аргументов для принуждения независимых к такой форме взаимодействия.

Существует несколько способов, которыми независимые организации реализуют свой газ:

• Двусторонние краткосрочные договоры. Независимые организации находят покупателей и затем получают одобрение сделки в ОАО «Газпром», порой не всегда успешно. Цены таких сделок, которые иногда появляются в прессе, редко превышают регулируемые цены. Причиной этому является годовой срок контракта. Газ, продаваемый на более краткосрочном базисе стоит несколько дороже. Тем не менее существуют тенденции заключения контрактов на более длительные сроки. Так пятилетнее соглашение между ОАО «Новатэк» и Самараэнерго предполагает поставку 1,1 млрд. куб. м газа ежегодно (при условии ежегодного получения доступа от ОАО «Газпром»).
• Поставки по ценам, привязанным к ценам ФСТ России. Цены ФСТ России в настоящее время достаточно высоки, чтобы окупить затраты и принести прибыль независимым организациям при поставке газа на внутренний рынок. Особенно это актуально для районов, расположенных недалеко от мест добычи. ОАО «Итера» реализует часть газа, поставляемого в Свердловскую область по ценам, не превышающим цены ФСТ, а ОАО «Новатэк» продает газ в Тюмень, Курган и Архангельскую область по ценам, привязанным к ценам ФСТ.
• Продажа на скважине. ОАО «Газпром» приобретает газ у независимых организаций непосредственно на скважине, хотя этот вид сделки не является выгодным для последних, поскольку предлагаемые при этом цены значительно ниже соответствующих цен ФСТ. Согласно данным ОАО «Газпром» в первом полугодии 2003 года только 400 млн. куб. м газа были проданы по такой схеме (ОАО «Новатэк»). Другие источники сообщают о несколько больших цифрах (7,5 млрд. куб. м в год). Наиболее известным является контракт заключенный между ОАО «Газпром» и ОАО «Лукойл» на приобретение 8,75 млрд. куб. м в течение 2005-2006 годов.
• Продажа оптовым перепродавцам. Ряд таких организаций работает на российском газовом рынке. Из них наиболее известной является «Транснафта» (ее деятельность широко описывалась в связи с кризисом поставок газа в Белоруссию в 2004 году) и «Центррусгаз». Основной задачей таких компаний является получение доступа и поиск конечных потребителей. Однако, они тем или иным образом связанны с ОАО «Газпром».
• Локальные поставки газа в изолированных территориях. В регионах, не связанных с системой газоснабжения ОАО «Газпром», таких как Норильск, Республика Якутия, о. Сахалин, п-ов Камчатка и т.д., газ поставляется независимыми от ОАО «Газпром» организациями непосредственно потребителям. Однако цены при этом в этих сделках устанавливаются ФСТ России.
• Продажа газа на электронной торговой площадке. В ноябре состоялись первые торги газом на базе электронной площадки ООО «Межрегионгаз». Кроме того, предполагается развивать фьючерсные контракты (поставочные) на базе Межрегиональной биржи нефтегазового комплекса (МБНК).

Логика ОАО «Газпром» в построении такой схемы очевидна. Оперативный контроль за доступом к инфраструктуре позволяет монополисту сохранять свое ключевое преимущество — право выбора рынков сбыта.

Если к середине 90-ых годов прошлого века ОАО «Газпром» подошел полным монополистом в сбыте (т.е. структура газовой отрасли соответствовала рассмотренной Модели 1), то далее процессы создания новых независимых газовых компаний стимулировали выделение для них отдельных «ареалов существования» — регионов, где монополист позволил по ряду причин организовывать независимый сбыт газа. Наряду с полной передачей функций сбыта независимым организациям (Свердловская область) были реализованы и смешанные схемы, где поставкой газа занимаются независимые организации, но собственно распределение и реализация контролируется ОАО «Газпром» (Курганская область). Отсутствие унификации объясняется противоречиями в сбытовой политике, существующими между ОАО «Газпром» и его сбытовым подразделением — ООО «Межрегионгаз». Традиционная тяга ОАО «Газпром» к централизации управления дала сбой в реализации газа. В силу большого размера страны и наличия множества разносторонних интересов местных политических и бизнес-элит ООО «Межрегионгаз» было вынуждено в начале нового века свернуть программу централизации и передать серьезные полномочия своим региональным сбытовым компаниям. Реализация этих полномочий и привела к возникновению различных форм работы с «независимым газом».

Но, как и любое «право первой ночи», право первым выбирать рынки сбыта действительно, лишь до тех пор, пока принимается остальными сторонами. Набравшие силу независимые производители начали устанавливать прямые отношения с крупными потребителями природного газа — энергетиками, региональными администрациями, крупными химическими холдингами, предприятиями металлургии и т.д. ОАО «Газпром» не может игнорировать эти отношения и в ряде случаев вынужден под давлением потребителей выдавать разрешения на поставки «независимого газа» в регионы его исторического влияния. При этом ограниченный срок таких разрешений дает ОАО «Газпром» возможность держать ситуацию «на коротком поводке».

Приватизация и продолжающийся процесс восстановления технологических цепочек в производстве стимулируют появление среди потребителей на рынке газа все новых мощных игроков. Новые политические задачи и связанные с ними полномочия местных и региональных властей изменяют отношение политиков к условиям газоснабжения регионов. Значительные изменения бизнес-среды и политического окружения приводят ОАО «Газпром» к необходимости смены позиций.

В настоящее время идут следующие преобразования. При постоянном повышении отпускной цены природного газа на внутреннем рынке ОАО «Газпром» проводит следующий раунд тотальной централизации сбыта, но теперь уже вне головной компании. Организуется формально отдельный сбытовой бизнес. В плате за поставляемый газ выделяется плата за снабженческо-сбытовые услуги, направляемая на финансирование местных сбытовых компаний. Все контролируемые ОАО «Газпром» пакеты газораспределительных организаций передаются в собственность новой дочерней компании ОАО «Газпром» — ООО «Газпромрегионгаз». Организуется постоянное политическое давление по вопросу передачи  пакетов акций в эту компанию. Вводится плата за калорийность. Таким образом, административная процедура контроля качества (и взимания корректирующей оплаты) возлагается на региональную сбытовую компанию.

Тем не менее, ОАО «Газпром» до сих пор не намерено уравнивать в правах внутренних и экспортных потребителей. Причиной тому является не столько экономическая привлекательность (рост цен на газ на внутреннем рынке уже к 2006 году выровняет их с средней равновесной ценой поставок на экспорт), сколько различные правовые основания при заключении контрактов — различная нормативно-законодательная база и история коммерческих отношений.

В частности западные оптовые покупатели российского газа имеют возможность заключения долгосрочных контрактов, гарантирующих им предсказуемость развития бизнеса на 5, 10, 15 лет.

Экспортный контракт не только однозначно определяет цену на момент поставки газа, но и гарантирует такую поставку независимо от ситуации с транспортными мощностями. Иностранный потребитель фактически застрахован от проблем ОАО «Газпром» по управлению собственным имуществом (газотранспортной системой). Для российского же потребителя это постоянный не контролируемый им риск, который нельзя снять или уменьшить никакими средствами со стороны потребителя.

Цены на газ — мощнейший рычаг управления инфляцией. Отсутствие рынка и рыночных механизмов установления цен приводит к грубому управлению этим макроэкономическим параметром, что вызывает немедленную реакцию всей экономики.

1.     Краткое описание причин и предпосылок проведения работ по изменению процедуры доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром»

·       опережающий рост потребления газа, как на внутреннем рынке, так и на экспорте по сравнению с ростом добычи газа ОАО «Газпром»;

·       проведение активной газификации (газификация — пятый национальный проект) Российской Федерации;

·       перераспределение объемов добываемого газа за счет выбытия одних и ввода в действие других месторождений;

·       появления проектов строительства новых системы газоснабжения с выходом на новые экспортные рынки (Восточные проекты);

·       проведение реформирование ОАО «РАО «ЕЭС» и, в связи с этим, появление необходимости в заключении долгосрочных контрактов на поставку газа электростанциям;

·       обсуждение вопросов расширения «узких» мест ЕСГ с использованием лизинговых механизмов;

·       обсуждение проекта ФЗ «О магистральном трубопроводном транспорте» касающегося вопросов собственности магистральных трубопроводов, доступа к трубопроводным мощностям, порядка и условий их расширения;

·       рассмотрение в Правительстве РФ новой редакции постановления Правительства РФ «О доступе к системам газоснабжения»;

·       принятие ФЗ «Об экспорте газа»;

·       вступление в силу поправок в Налоговый Кодекс РФ, касающихся дифференциации НДПИ при добыче нефти.

1.3         Особенности регулирования поставок природного газа на экспорт

До последнего времени вывоз природного газа за пределы таможенной территории Российской Федерации регулировался Указами Президента РФ от 26 декабря 1994 г. № 2213 «Об упорядочении экспорта природного газа», от 1 июня 1992 г. № 538 «Об обеспечении деятельности единой системы газоснабжения внутри страны» и от 6 декабря 1993 г. № 2116 «Об обеспечении надежного газоснабжения потребителей Российским Акционерным Обществом «Газпром» в 1994 — 1996 годах». Указами РАО «Газпром» (позже преобразованное в ОАО «Газпром») определялось в качестве государственного заказчика по поставкам на экспорт природного газа, а также на него возлагалась обязанность по поставкам газа за пределы России по межгосударственным и межправительственным соглашениям.

Такое положение дел соответствовало сложившейся к тому времени ситуации на рынке газа, поскольку ОАО «Газпром» являлось основным производителем природного газа, обеспечивая не только экспортные поставки, но и гарантированные поставки на внутренний рынок по регулируемым государством ценам. Кроме того, наличие у ОАО «Газпром» в собственности газотранспортной инфраструктуры, позволяющей осуществлять экспорт газа, только усиливало его положение в качестве единственного экспортера.

Основные изменения, произошедшие в конце 90-х, начале 2000-х годов, а именно:

• падение добычи газа на действующих месторождениях, составляющих основу общей добычи ОАО «Газпром» на фоне роста спроса на внутреннем и экспортном рынках;
• рост производства природного газа независимыми организациями;
• снижение рентабельности поставок газа на внутренний рынок (внутренние цены регулируются государством) по сравнению с экспортными поставками (экспортные цены складываются на основе межтопливной конкуренции);
• появление новых газовых проектов действующих на основе Соглашения о разделе продукции за пределами единой системы газоснабжения и не подпадающих под общий режим регулирования;
• появление новых крупных газовых экспортноориентированных проектов за пределами единой системы газоснабжения принадлежащих независимым организациям;
• развитие проектов по производству сжиженного природного газа независимыми организациями.

Существенное изменение условий функционирования газовой отрасли привели к необходимости пересмотра сложившейся системы взаимоотношений в части экспорта между ОАО «Газпром» и независимыми организациями, в том числе работающими по проектам СРП.

С целью сохранения своих позиций в качестве единого экспортера газа, а также в рамках реализации провозглашенной государством политики «единого экспортного канала» ОАО «Газпром» разработало, а затем инициировало принятие Федерального закона от 18 июля 2006 г. № 117-ФЗ «Об экспорте газа».

Основополагающей законодательной предпосылкой для данного закона явились положения ст. 26 Федерального закона от 8 декабря 2003 года № 164-ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности», регулирующей исключительное право на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров, согласно которой:

• право на осуществление внешнеторговой деятельности может ограничиваться путем предоставления исключительного права на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров (п. 1);
• перечни отдельных видов товаров, на экспорт и (или) импорт которых предоставляется исключительное право, а также организации, которым предоставляется исключительное право на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров, определяются федеральными законами (п. 2);
• исключительное право на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров осуществляется на основе лицензии (п. 3);
• сделки по экспорту и (или) импорту отдельных видов товаров, совершенные без лицензии на осуществление исключительного права на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров, являются ничтожными (п. 4);
• организации, которым предоставлено исключительное право на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров, совершают сделки по экспорту и (или) импорту отдельных видов товаров, основываясь на принципе недискриминации и руководствуясь только коммерческими соображениями (п. 5).

В ранее действовавшем Федеральном законе от 13 октября 1995 г. № 157-ФЗ «О государственном регулировании внешнеторговой деятельности» предусматривалась возможность введения государственной монополии на экспорт или импорт некоторых видов товаров (ст. 17).

Данное положение, как не соответствующее нормам Всемирной торговой организации в новом Законе было заменено на более мягкую формулировку — «исключительное право на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров». Исключительное право на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров — является одной из форм нетарифного регулирования внешнеторговой деятельности (ст. 20 Закона «О государственном регулировании внешнеторговой деятельности»).

Установление исключительного права на экспорт и (или) импорт отдельных видов товаров — это законодательно разрешенный способ ограничения права на осуществление внешнеторговой деятельности. При этом в Законе (ст. 26) устанавливаются лишь общие принципы применения этого инструмента государственного регулирования внешнеторговой деятельности, которые требуют расшифровки для каждого конкретного случая в подзаконных актах.

Например, недискриминационность может быть реализована путем выделения квот, как это было сделано при регулировании экспорта драгоценных металлов.

Экспорт драгоценных камней и металлов:

В соответствии с Указом Президента РФ от 21 июня 2001 г. № 742 «О порядке ввоза в Российскую Федерацию и вывоза из Российской Федерации драгоценных металлов и драгоценных камней» (принят в соответствии со ст. 10 Федерального закона от 26 марта 1998 г. № 41-ФЗ «О драгоценных металлах и драгоценных камнях») экспорт аффинированных платины и металлов платиновой группы в виде слитков, пластин, порошка и гранул осуществляется государственным унитарным предприятием «Внешнеэкономическое объединение «Алмазювелирэкспорт». В соответствии с упомянутым Указом Президента РФ Минфин России осуществляет контроль за соблюдением подведомственным ему государственным унитарным предприятием «Алмазювелирэкспорт» «принципов недискриминации и добросовестной коммерческой практики, за недопущением необоснованного отказа или уклонения этого государственного предприятия от заключения договоров, а также устанавливает предельные размеры комиссионного вознаграждения, взимаемого этим государственным предприятием с организаций, имеющих квоты на экспорт аффинированных платины и металлов платиновой группы».

Организации, имеющие соответствующие экспортные квоты, и желающие продать эти товары, обязаны заключить с ГУП «Алмазювелирэкспорт» договор комиссии и уплатить комиссионное вознаграждение в пределах утвержденных государством размеров (Приказ Минфина России от 29 марта 2002 г. № 62 «Об установлении предельных размеров комиссионного вознаграждения ГУП «Алмазювелирэкспорт»).

Сфера военно-технического сотрудничества

Правоустанавливающих нормативным актом в данной сфере является Федеральный закон от 19 июля 1998 г. № 114-ФЗ «О военно-техническом сотрудничестве Российской Федерации с иностранными государствами».

В данном Законе (ст. 4) в качестве одного из принципов государственной политики в области военно-технического сотрудничества РФ с иностранными государствами закреплена государственная монополия на деятельность в области военно-технического сотрудничества.

Среди основных методов осуществления государственного регулирования и реализации государственной монополии в области военно-технического сотрудничества следует отметить (ст. 5 Закона):

·        недопущение в Российской Федерации монополии одного субъекта военно-технического сотрудничества;

·        недопущение конкуренции на внешнем рынке нескольких российских субъектов военно-технического сотрудничества посредством разделения сфер их деятельности;

·        координация органами государственной власти Российской Федерации деятельности в области военно-технического сотрудничества и осуществление надлежащего контроля за этой деятельностью.

Принятие решений о введении квот на экспорт и импорт, определение методов их распределения и в соответствующем случае установление порядка проведения конкурса или аукциона относятся к регулированию экономических процессов, которое отнесено к полномочиям Правительства РФ, исходя из норм Конституции РФ и Федерального конституционного закона от 17 декабря 1997 г. № 2-ФКЗ «О Правительстве Российской Федерации». Статья 23 Федерального закона от 8 декабря 2003 г. № 164-ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности» закрепляет положение о том, что распределение квоты основывается на равноправии участников внешнеторговой деятельности.

Согласно Постановлению Правительства РФ от 27 августа 2004 г. № 443 «Об утверждении Положения о Министерстве экономического развития и торговли Российской Федерации» уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим проведение конкурсов и аукционов по продаже экспортных и импортных квот, является Минэкономразвития России.

Отсутствие в Законе «Об экспорте газа» прямого указания на разработку Правительством РФ подзаконного акта конкретизирующего положения экспорта может явиться только формальной причиной сдерживающей разработку соответствующего постановления Правительства РФ. Однако необходимость разработки такого документа обусловлено не только необходимостью раскрытия принципа недискриминационности (указанной в п. 5 ст. 26 Закона «О внешнеторговой деятельности), но и целым рядом объективных предпосылок:

• в условиях роста экспортных и внутренних потребностей и отстающего от этих потребностей роста добычи газа ОАО «Газпром» необходимо прописывать на уровне постановления Правительства РФ порядок определения и распределения экспортных объемов (объемов контрактования) газа между различными производителями (собственниками) газа;
• принятие ФЗ «Об экспорте газа» разрушили сложившиеся схемы поставок газа на экспорт независимыми производителями газа, однако потребность в осуществлении поставок осталась, а значит, этот вопрос будет решаться тем или иным образом. Можно сказать, что принятие Закона «Об экспорте газа» лишило ОАО «Газпром» гибкости при впроведении переговоров с экспортными поставщиками. Последнее время в случае отказа ОАО «Газпром» от поставки газа на экспорт ее место временно (до завершения переговоров между потребителем и ОАО «Газпром») занимала независимая организация.

2.   Формулирование предложений по реализации доступа к экспортным мощностям

2.1         Организация продаж российского газа за пределы таможенной территории Российской Федерации

Обобщение возможных направлений корректировки государственного регулирования экспорта российского газа выявило три основных альтернативы. Все способы отличаются глубиной необходимых изменений в существующей системе регулирования.

• Минимальные корректировки. Первым направлением развития регулирования рынка экспорта газа, является совершенствование его в рамках существующего законодательства регулирующего экспорт газа. Однако даже в этом случае, скорее всего потребуется вносить изменения и дополнения в действующий закон «Об экспорте газа», правда, носящие уточняющий характер. Основная идеология экспорта, предусматривающая экспорт газа через единый канал в лице собственника газотранспортной сети будет сохранена.
• Изменение идеологии экспорта. Второе направление предполагает более существенные изменения в законодательной базе, изменяющей идеологию экспорта, закрепленную в действующем законодательстве. Например, отказ от единого канала, как такового, или сохранение его с существенными ограничениями прав и функций компании — исключительного экспортера.
• Смена структуры отрасли. Третье направление корректировки государственного регулирования предполагает не только изменения в части экспорта газа, но также в общую структуру газовой отрасли в целом.

В Таблице 2 кратко описываются основные характеристики каждого из направлений.

ТАБЛИЦА 2. Основные характеристики направления корректировки государственного регулирования экспорта

Характеристика	Направление 1.Минимальная корректировка	Направление 2.Изменение идеологии экспорта	Направление 3.Смена структуры отрасли
Внесение изменений в действующее законодательство по экспорту	НЕТ или минимальны	ЕСТЬ	ЕСТЬ
Внесение изменений в действующее законодательство по регулированию газовой отрасли	НЕТ	НЕТ	ЕСТЬ

Каждое из рассматриваемых направлений предполагает использование различных инструментов регулирования. Различия направлений сосредоточены в радикальности изменений существующего положения в функционировании газовой отрасли.

Всего существует четыре юридические схемы осуществления экспорта (см. Приложение 1).

Необходимо отметить, что ключевым вопросом применимости той или иной юридической схемы осуществления экспорта является содержание понятия «экспорт»:

• согласно ст. 165 Таможенного кодекса РФ экспорт — таможенный режим, при котором товары, находящиеся в свободном обращении на таможенной территории Российской Федерации, вывозятся с этой территории без обязательства об обратном ввозе;
• в соответствии с п. 7, 28 ст. 2 Федерального закона РФ от 8 декабря 2003 г. № 164-ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности» внешняя торговля товарами — импорт и (или) экспорт товаров. А экспорт товара — вывоз товара с таможенной территории Российской Федерации без обязательства об обратном ввозе.

Иными словами экспорт — это вывоз товаров, торговля.

Определение термина «экспорт» дает нам возможность провести границу реализуемости рассматриваемых юридических схем и разнесения их между направлениями корректировки законодательства.

На Рисунке 2 схематично иллюстрируются различия при осуществлении экспорта газа.

РИСУНОК 2. Выбор с точки зрения радикальности изменения регулирования.

Производитель	Лицензированный экспортер	Рынки сбыта
			Направление 1 Минимальные корректировки «Договор на покупку газа на внутреннем рынке»
			Направление 1 Минимальная корректировка «Договор комиссии (агентский договор)»
			Направление 2 Изменение идеологии экспорта «Договор поручения»
			Направление 2 Изменение идеологии экспорта «Договор поставки»
			Направление 3 Смена структуры отрасли «Закупочное агентство»

Рассмотрим более подробно каждое из направлений.

Первое направление

Согласно п. 1 ст. 3 Федерального закона РФ от 8 июля 2006 г. № 117-ФЗ «Об экспорте газа» лицензируемым видом деятельности является «экспорт газа». Лицензирование данного вида деятельности осуществляется на базе общего положения — «Положения о лицензировании в сфере внешней торговли товарами», утвержденного Постановлением Правительства РФ от 9 июня 2005 г. № 364. Лицензиатом определено Минэкономразвития России. В последующем, на основании лицензий, выданных Минэкономразвития России, ФТС России осуществляет регулирование вывоза товаров за пределы таможенной территории РФ, путем направления телеграмм или телефонограмм всем таможенным постам.

Придерживаясь ограничений, установленных нами для первого направления корректировки государственного регулирования экспорта и рассматривая имеющиеся юридические схемы, можно сделать вывод о том, что наименьшего изменения в действующее законодательство для своей реализации требуют: экспорт газа по договору комиссии (агентскому договору) и заключение договора на покупку газа на внутреннем рынке, для последующей поставки его на экспорт (см. п.п. 3 и 4 Приложения 1).

Первое направление можно назвать реализацией стратегии «единого экспортного канала». Как эта система реализована в мире, какие цели преследуют государства при использовании именно этой стратегии, а также какие особенности в ее применении имеются, мы рассмотрим в настоящем разделе в пункте «Мировой опыт».

Рассмотрим более подробно, каждую из предлагаемых юридических схем.

Договор на покупку газа на внутреннем рынке, для последующей поставки его на экспорт

Реализация предлагаемой юридической схемы не требует дополнительных затрат (ни финансовых, ни организационных) по ее внедрению. Фактически принятие закона «Об экспорте газа» было направлено именно на законодательной фиксации сложившегося положения дел. Мы не будем повторять описание сложившейся ситуации, которая была достаточно подробно описана в Разделе 1.2.

Безусловно, уход от государственного регулирования в части контроля за заключением договор на продажу газа между производителями и компаниями, реализующими газ потребителям является прогрессивным. Однако все преимущества этого шага сводятся к «нулю» нерешенностью вопросов доступа, а также отсутствием регламентов заключения таких сделок. Кроме того, сосредоточение в рамках одной компании добычи, транспортировки и диспетчеризации приводит к возникновению заинтересованности в сделках, а значит и дискриминации.

В результате получаем рынок, на котором государственное регулирование фактически передано доминирующему (монопольному) игроку, владеющему транспортной инфраструктурой.

Договор комиссии (агентский договор)

Внедрение закупки газа для поставок его на экспорт на комиссионной (по агентскому договору) основе, также как заключение договор на покупку газа на внутреннем рынке, не требует внесения существенных изменений в действующее законодательство.

Однако реализация данной юридической схемы потребует принятия как минимум на уровне Правительства РФ документа, определяющего порядок распределения объемов (квот) газа, поставляемых на экспорт, а также вознаграждение компании, владеющей лицензией на экспорт газа. Эти требования вытекают из необходимости обеспечения недискриминационности и обеспечения экономики экспорта, предусмотренном в законе «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности».

Распределение объемов (квот) газа, поставляемых на экспорт может происходить следующими способами:

• административным, при котором государство само определяет по заранее оглашенным принципам объем (квоту) газа для каждой конкретной компании.
• конкурентным, при котором компании желающие осуществлять экспорт газа через «единый экспортный канал» (т.е. с участием организации владеющей лицензией на экспорт газа) распределяют между собой объемы (квоты) газа посредством аукционных механизмов.

Более подробно вопрос распределения объемов (квот) газа рассмотрен в следующем разделе.

Второе направление

Вторым направлением изменений является пересмотр идеологии экспорта в целом. Схема в которой государство снимает ограничения с доступа на экспортные рынки широко распространена в мире. Отмена регулирования, по крайней мере, в части ее законодательного закрепления выглядит проще, чем выстраивание логичной и замкнутой системы государственного регулирования. Не стоит забывать, что даже при полном отказе от прямого регулирования у государства остаются рычаги косвенного воздействия, использование которых может дать приемлемую эффективность. Однако использование таких рычагов требует значительной практики обращения с ними.

Юридическими схемами, которые максимально подходят для этого направления являются экспорт газа по договору поручения и по договору поставки (см. п.п. 1 и 2 Приложения 1).

Рассмотрим более подробно, каждую из этих схем.

Договор поручения

Внедрение закупки газа для поставок его на экспорт по договору поручения потребует существенного пересмотра сложившейся идеологии экспорта. Если сейчас ОАО «Газпром» и его «дочерние» компании осуществляют экспорт газа практически единолично (независимые организации поставляют газ только в страны ближнего зарубежья по молчаливому согласию ОАО «Газпром»), то заключение независимыми организациями договора поручения с ОАО «Газпром» на экспорт предполагает поставку газа именно независимых организаций. То есть собственником экспортируемого газа, а значит и экспортером газа, будут являться независимые организации. ОАО «Газпром» и его «дочерним» компании должны будут действовать в интересах собственника газа за вознаграждение.

Договор поручения в какой-то степени, можно рассматривать как развитие договора комиссии (агентского договора). В нем независимым организациям предоставляется «дополнительное» (по сравнению с договором комиссии) право поставлять газ от своего имени.

Положительным моментом данной схемы является появление на экспортном рынке иных, кроме ОАО «Газпром», российских компаний. Снятие ограничение и развитие конкуренции на экспорте может положительно сказаться на общем отношении инвесторов к газовым проектам, реализуемым в России. Однако при этом возникновение конкуренции между российскими производителями на экспортных рынках может привести к снижению выручки Российской Федерации за реализуемый газ.

Решением проблемы конкуренции российских производителей на экспортных рынках может стать постановление Правительства РФ о назначении компании, выполняющей функции единого экспортного канала, т.е. ведущей переговоры по поставке газа на экспорт от лица всех производителей (и ОАО «Газпром», и независимых организаций) и выполняющей определенные заранее государственный требования (например, по заключению экспортных сделок по цене не менее заданной). Кроме того, государство точно также, как и в случае с договором комиссии (агентским договором) может устанавливать квоты на экспорт газа.

Договор поставки

Прямой договор поставки газа на экспорт предполагает отмену всех «передаточных звеньев» в цепи осуществления экспортных поставок газа между независимыми организациями и потребителями. Договор поставки — продолжение развития отношений между независимыми организациями и экспортным покупателем газа.

Конкуренция в экспорте увеличивается по сравнению с договором поручения. При этом проблема конкуренции между российскими организациями сохраняется.

Снижением актуальности проблемы может стать принятие Правительством РФ решения об установлении квот на экспорт газа (распределении экспортеров по направлениям или разделу между ними поставок на экспортные рынки).

Третье направление

Третье направление корректировки государственного регулирования экспорта предполагает не только изменения в части экспорта газа, но также общей структуры газовой отрасли в целом.

Использование Модели Закупочного Агентства (см. Раздел 1 настоящего Отчета) в которой реализация газа независимыми организациями осуществляется на входе в газотранспортную систему компании-монополисту не предполагает поставки газа на экспорт. Дальнейшее распределение газа между внутренним рынком и экспортом производит компания — закупочное агентство. Однако, как уже говорилось, это предполагает наличие конкуренции на уровне добычи. Сохранение аффилированности между добывающими компаниями и компанией — закупочным агентством сведет преимущества данной Модели к «нулю».

Вопрос объективности цены реализации газа, при условии реализации конкуренции на уровне производителей, будет решен. При определении цены покупки газа будет учитываться, в том числе и особенности существующего рынка. В частности, наличие регулируемого внутреннего сектора, а также значительные экспортные поставки, характеризующиеся ценами отличающимися от регулируемых в 3-4 раза.

Мировой опыт

Несмотря на значительное количество стран, осуществляющих экспорт природного газа, в мире имеются две основные модели государственного регулирования экспорта газа: «Норвежская» и «Голландская» (будем называть их по названию стран, в которых сформулированы их основные положения). Все остальные модели государственного регулирования экспорта газа можно рассматривать в качестве производных от этих двух основных моделей.

Обе модели непосредственным образом завязаны на интересы государства, а значит, государственные органы играют в них не последнюю роль. Каждая из моделей максимально учитывает интересы и особенности газовой отрасли своей страны. Надо отметить, что под этим понимается не только решение вопросов экспорта или транспортировки, но и иные вопросы в регулировании которых участвует государство, например недропользование.

Норвежская модель

Продажи норвежского газа с момента заключения первых договоров на продажу газа с месторождений Экофиск и Фригг в 1973 году, реализовывались двумя различными способами, зависящими от типа заключаемого договора на продажу газа.

До середины 80-ых годов договора на продажу газа заключались до полной выработки месторождения (т.н. договора полной выработки). Основная отличительная особенность этих договоров состояла в том, что в рамках договора контрактовались запасы газа, содержащиеся в конкретном месторождении.

Газ из основных месторождений Норвегии, таких как Экофиск, Фригг, Статфьерд, Гуллфакс и Хеймдал, в период с 1973 по 1985 годы, продавался по договорам полной выработки. Сторонами по таким договорам являлись компании, владеющие лицензией на разработку месторождения и покупатель газа. Правительство Норвегии в процессе поставки газа на экспорт по договорам полной выработки играло крайне ограниченную роль, в основном определяя общую политику недропользования, в части выдачи лицензий на добычу газа с месторождений.

Обнаружение гигантским запасов газа в месторождении Тролл в 1979 году положило начало, как для владельцев месторождения Тролл, так и для Правительства Норвегии определению новой стратегии продаж газа на экспорт.

С ресурсной точки зрения заключение договора полной выработки для месторождения Тролл с его огромными объемами газа заблокировало бы продажу газа на экспорт с любого другого месторождения на длительный период. А значит, остановило бы развитие остальных, меньших по размеру месторождений Норвегии.

По этой причине Правительство Норвегии предложило рассматривать месторождение Тролл в качестве базового при продаже газа на экспорт, и продолжать развивать и продавать газ с месторождений с меньшими запасами природного, а также нефтяного (попутного) газа, используя месторождение Тролл в качестве гаранта продаж.

Для реализации такой стратегии были разработаны договора, поставка газа по которым была не связана с конкретным месторождением. После определения основного (базового) месторождения, а также параметров продажи газа в договоре прописывалась возможность поставки газа с иного месторождения при условии соблюдения оговоренных в договоре параметров его продажи.

Первый такой договор продажи газа с месторождения Тролл был подписан в 1986 году.

Право возможности поставки газа с других месторождений, прописанное в договоре о продаже газа с месторождения Тролл, было реализовано сначала для месторождения Слейпнер Ист. Так сложилось, что месторождение Слейпнер Ист в одиночестве осуществляло поставки газа по договору о продаже газа с месторождения Тролл в период с 1991 по 1996 годы, пока месторождение Тролл выходило на проектную мощность.

Реализуемая в настоящее время модель организации продаж норвежского газа демонстрирует взаимозависимость и взаимосвязь нефтяных компаний и Правительства Норвегии (см. Рисунок 3).

При создании модели взаимодействия добывающих компаний и государства при поставках газа на экспорт, Правительство Норвегии преследовало следующие основные цели:

• проведение рациональной ресурсной политики, повышение эффективности использования природных ресурсов;
• участие государства в осуществлении экспорта газа;
• контролируемое развитие газотранспортных мощностей.

РИСУНОК 3. Норвежская модель

Участие государства в организации экспорта газа дает дополнительные гарантии потребителям в части бесперебойности поставок.

Еще одним важным элементом является решение вопроса строительства и обслуживания трубопроводных систем значительной протяженности. В частности, строительство трубопроводных систем только для небольших месторождений экономически не эффективно, что фактически блокирует их разработку.

Порядок заключения договора на продажу газа выглядит следующим образом:

• Первым шагом являются переговоры о заключении договора на продажу газа. Поскольку ни одно из месторождений не является продавцом газа по договору, функции продавца в переговорах с покупателями берет на себя так называемый «Комитет по Продаже Газа». В Норвегии этот Комитет, образованный в 1986 году, называется «Gassforhandlingsutvalget» или GFU. GFU не является юридическим лицом. Его члены (например, Статойл и Норск Гидро) подписывают договора на продажу газа самостоятельно.
• Вторым шагом является определение месторождения, которое будет нести ответственность по договору за поставку газа. Это решение принимает Министерство нефти и энергии Норвегии, поскольку именно оно принимает решения о том, какие месторождения будут разрабатываться и какую транспортную инфраструктуру при этом надо будет построить. В процессе выбора месторождения основную роль играют следующие три участника:

§  Комитет по Поставке Газа («Forsyningsutvalget» или FU), который состоит из нефтяных компаний, имеющих значительные запасы газа. Комитет по Поставкам Газа включает в себя в качестве членов большую часть нефтяных компаний, владеющих запасами газа на континентальном шельфе Норвегии. Комитет проводит экономический анализ и выдает рекомендации Министерству по вопросу выбора месторождений, которые будут нести ответственность по контракту. Вносимые Комитетом рекомендации, не всегда принимаются единогласно.

§  Норвежский Нефтяной Директорат также дает рекомендации по выбору. Его рекомендации основываются на социально-экономическом анализе, особенностях разработки месторождений, инфраструктурных аспектах и т.д.

§  Министерство нефти и энергии на основании представленных предложений выбирает месторождение.

Правительство часто критикуют за задержку в принятии решения об определении месторождения, которое будет обеспечивать контракт на продажу газа, аргументируя это тем, что очень много месторождений тратят значительные суммы для представления своих требований для определения месторождений.

• Формально, третьим шагом, который обычно делается вместе со вторым, является принятие решения о выборе месторождений с которых будет поставляться газ по контракту по продаже газа, но которые не имеют прямых договорных отношений с покупателем газа. Министерство обычно старается организовать поставки газа не только с месторождения несущего ответственность по контракту, но и заключить поставочный контракт, позволяющий осуществлять поставки газа сразу с нескольких месторождений. Месторождения, отвечающие за поставку газа называются «суб-контракторами» для месторождения, несущего ответственность по контракту. Обычно выбор месторождения, несущего ответственность по контракту и месторождений по поставке газа в рамках данного контракта взаимосвязан. Именно по этой причине Комитет по Поставке Газа, также как и Норвежский Нефтяной Директорат одновременно с рекомендациями по выбору контрактного месторождения выдают рекомендации относительно месторождений-сателлитов с которых будет осуществляться поставка газа.
• После того, как месторождения с которых будет осуществляться поставка газа выбраны, подписываются контракты на поставку газа. Эти контракты подписываются между компанией владеющей лицензию на контрактное месторождение и компаниями, владеющими лицензиями на месторождения-сателлиты. Достаточно часто несколько месторождений-саттелитов заключают договора на поставку с контрактным месторождением. При этом возникает достаточно сложная задача оптимизации профилей поставки со всех месторождений, требующая разработки сложных моделей контрактных взаимоотношений между всеми участниками поставки газа.
• В качестве пятого и заключительного шага, принимаются решения по вопросу строительства (при необходимости) газотранспортной инфраструктуры. Решение принимается таким образом, чтобы наиболее полно загрузить имеющиеся мощности по транспортировке. Именно по этой причине выбор транспортных режимов поставке также является достаточно сложной проблемой.

Все подписываемые соглашения одобряются Министерством нефти и энергии. Именно по этой причине за Министреством остается последнее слово при выборе модели поставки.

В большинстве случаев месторождения-сателлиты обеспечивают покрытие только небольшой части продаваемого по контракту газа и, поэтому, контрактное месторождение играет важную роль в обеспечении остальной части поставок. В других случаях, месторождение-сателлит обеспечивает возможность полного закрытия поставок газа по контракту. В этих случаях поставки газа из месторождений-сателлитов оформляются контрактами  с жесткими взаимными обязательствами по поставке газа.

На практике сложились следующие основные модели:

1)        Коммерческая Модель Тролл

2)        Поставка газа с месторождения Осеберг

3)        Случаи возможного полного удовлетворения контракта с месторождений-сателлитов

Коммерческая Модель Тролл до настоящего времени является наиболее крупной моделью. Она основывается на Соглашении по продаже газа с месторождения Тролл (которое включает в себя все контракты на продажу газа заключенные с держателем лицензии на разработку месторождения Тролл покупателями в Германии, Франции Голландии, Бельгии, Испании и Австрии). Несколько месторождений, на которых добывается нефтяной (попутный) газ, получили право поставлять его в соответствии с Коммерческой Моделью Тролл. К месторождениям, на которых сейчас добывается нефтяной (попутный) газ, относятся: Веслефрикк, Гуллфакс, Фаза II, Снорр, Статфьорд Норд, Статфьорд Ост, Браге и Тордис. Кроме того, газ поставляемый с месторождений Слейпнер Ост и Слейпнер Вест, также были включены в Коммерческую Модель Troll. Когда было подписано первое Соглашение на продажу газа с месторождения Тролл в 1986 году, между держателями лицензий месторождения Тролл и Слейпнер был заключен договор о том, что Слейпнер Ост будет поставлять газ в соответствии с Соглашением. Фактически, Слейпнер Ост являлось контрактным месторождением в период с 1993 по 1996 годы вместо месторождения Тролл.

Коммерческая Модель Тролл представляет коммерциализацию ресурсной политики, представленной Правительством Норвегии по отношению к Соглашению о продажах газа с месторождения Тролл. В соответствии с этой моделью, месторождения, на которых добывается нефтяной (попутный) газ, могут поставлять свой газ в тех объемах, в каких он производится. Добыча на них нефти и газового конденсата имеет преимущественное значение. Поставки газа, поэтому являются производными от запланированного объема добычи жидких углеводородов, которые с точки зрения продажи газа являются некоммерческими. Месторождение Тролл обеспечивает так называемые услуги по балансировке и модуляции. Это значит, что месторождение Тролл дает возможность поддерживать необходимый уровень поставок газа в любое время. Месторождения, на которых добывается нефтяной (попутный) газ, могут затем оптимизировать добычу жидких углеводородов, а значит и свои ограниченные запасы газа и перевести их на коммерческий уровень. Цена, которую месторождения получают за свой нефтяной (попутный) газ, является средней ценой по всем месторождениям, поставляющим газ в соответствии с Соглашениями на продажу газа с месторождения Тролл. Единственным дополнительным платежом, который месторождения нефтяного (попутного) газа платят при поставке газа, является плата собственнику месторождения Тролл за выполнения им роли модулятора.

Поставка газа с месторождения Осеберг гораздо проще, чем Коммерческая Модель Тролл. Размер модели довольно ограничен; это касается поставки с различных месторождений, расположенных в район Осеберг, в Осеберг, которое является контрактным месторождением.

Формат контракта гораздо более простой по сравнению с контрактом Коммерческой Модели Тролл. Основные формулировки в основном носят более жесткий характер по сравнению с теми, что прописаны в Коммерческой Модели Тролл. Причиной этого является желание Министерства стимулировать месторождения, на которых добывается нефтяной (попутный) газ, рассматривать его с точки зрения коммерции. В случае с месторождениями Осеберг такой необходимости не возникало.

В модели Поставки газа с месторождения Осеберг владельцев лицензий на разработку контрактных месторождений называют «агентами». Этот термин многих вводит в заблуждение, поскольку никаких агентских взаимоотношений не возникает. Осеберг продает газа Осебергу и месторождение-сателлит имеет право поставлять свой газ в тех объемах, в каких оно его добывает. Владельцы лицензий месторождения Осеберг имеют право распределять газ по своему усмотрению, либо продавая его в соотвествии с соглашением на продажу, либо закачивая газ обратно в месторождение. При продаже газа Осеберг действует от собственного имени, а не от лица месторождений-сателлитов.

Существуют также иные модели поставки, которые не описываются двумя вышеприведенными моделями. Эти контракты в основном создаются под каждую конкретную ситуацию. Например, некоторые контракты предусматривают ситуацию в которой месторождения-сателлиты осуществляют поставку газа до тех пор, пока контрактное месторождение не выйдет на проектный объем добычи. В таком случае контрактное месторождение не имеет физической возможности поставлять газ в соответствии с заключенным контрактом на продажу газа в этот период. Контрактное месторождение при этом может выполнять функции модулятора или балансировщика. Поэтому, контракты на поставку очень четко прописывают права и обязанности всех участников поставки газа и отражают положения контракта на продажу газа.

Постараемся теперь разобраться с тем, почему в Норвегии было выбрана именная такая стратегия осуществления экспорта газа.

За время переговоров по поставкам газа с месторождений Тролл и Слейпнер в 1985-1986 годах компании, владеющие лицензиями на разработку этих местоорждений обнаружили, что они столкнулись не с конкретными компаниями, а с объединенным Европейским рынком. К этому времени уже сформировался консорциум между Рургазом, Тиссенгазом, BEB (Германия), Газ де Франс (Франция), Газюни (Нидерланды) и Дистригаз (Бельгия) большинство из них одновременно являлись покупателями газа из месторождений Статфьор, Хеймдал и Гуллфакс. Консорциум, используя свое доминирующее положение, организовал переговоры о пересмотре положений контрактов на поставку газа с месторождений Статфьор, Хеймдал и Гуллфакс таким образом, чтобы максимально их приблизить к положениям контракта по месторождениям Тролл/Слейпнер.

Опыт проведения переговоров на поставку газа с месторождений Тролл/Слейпнер прояснил необходимость создания противовеса Европейским покупателям.

Кроме того, нельзя было сбрасывать со счетов сильную конкуренцию по поставкам газа со стороны России (Газпром), Нидерландов (Газюни) и Алжира (Сонатрак), которые к тому времени уже скоординировали свои продажи газа в Европу.

Были рассмотрены основные модели взаимодействия с покупателями, в частности:

§  Модель Газпром, когда одна компания берет на себя обязанности по продаже и по транспортировке газа

§  Модель перепродавца, когда единственная компания имеет эксклюзивное право покупку газа у всех производителей газа в Норвегии

§  Модель брокера, когда компания получает эксклюзивные права по ведению переговоров на продажу газа от каждого владельца лицензии на Норвежском континентальном шельфе.

В частности была выбрана модифицированная модель брокера. При этом вместо самостоятельной компании было решено возложить все обязанности на три Норвежские компании (Статойл, Гидро и Сага), объединенные в комитет.

Опыт Голландии

В течение трех лет, после открытия огромного газового месторождения Гронинген (Groningen) в 1959 году, Министр экономики, Де Пюи (De Pous), в своей Ноте (Nota) провозгласил основные принципы политики Голландии в газовой отрасли. Во-первых, чтобы максимизировать доход государства и держателя концессии Nederlandse Aardolie Maatschappij (NAM, собственность 50/50 поделена между компаниями Shell и Exxon), министр в качестве основного представил принцип «рыночной оценки» добываемого газа. В соответствии с ней, цена газа, по которой он должен продаваться различным потребителям должна быть связана с ценой на альтернативные виды топлива, замещение на которые является наиболее вероятным, т.е. нефтяного газа для небольших потребителей и нефтепродуктов для промышленных и других крупных потребителей. Таким образом, потребители не должны платить за газ больше, чем за альтернативные виды топлива, но принцип рыночной оценки гарантирует также, что они не должны платить за него меньше этой величины. Применение этого принципа более удобно как для коммерческих организаций, так и для Голландии, поскольку обеспечивает более высокий доход, чем при использовании принципа «затраты плюс», при котором цена для потребителя связана с низкими затратами на добычу газа с месторождения Гронинген.

Основной предпосылкой для использования принципа «рыночной цены» явилось отсутствие альтернативных поставщиков газа по низким ценам на рынке.

Второй основной принцип, сформулированный в Ноте Пюи гласил, что разработка ресурсов Голландского газа должно осуществляться «в гармонии» с продажами добываемого газа для того, чтобы избежать потрясений на энергетическом рынке. Контроль над поставками газа, таким образом, рассматривался в качестве одной из функций Правительства Голландии. Нота также установила, что разведка и продажа запасов газа должна производиться собственниками концессии, компаниями Shell и Exxon, для того, чтобы дать возможность стране получить преимущества от их знаний, опыта и финансовых ресурсов. В 1963 году, правительство Голландии и две компании согласились с конструкцией, которая эффективно объединяла эти принципы. Министерство Экономики официально закрепило свои обязанности, подтверждая решения принятые компаниями DSM и Gasunie в отношении цен, продукции, национальных и интернациональных объемов торговли и строительства мощностей по транспортировке и хранению. На практике, Министерство всегда консультировалось по стратегическим проблемам и могло инициировать обсуждение по любым изменениям, которые были с точки зрения Министерства необходимы для поддержания национальных интересов. Первоначально, политика Голландии в отношении газа формировалась постоянно растущей оценкой запасов газа на месторождении Гронинген и верой в то, что эти запасы могут быть добыты и проданы до момента широкого внедрения атомной энергии, которая могла бы заменить основные объемы газа. С середины 1960-ых, экспорт голландского газа стимулировался созданием Европейской газотранспортной системы. Она положила основу для создания единого рынка газа и установления принципов и схем торговли газа в Европе. Несмотря на некоторую корректировку, институциональные основы и принципы, которые определены для добычи газа, продажи, определения цены на него и распределения прибыли, действуют и по настоящее время.

Продажи внутри страны и на экспорт быстро росли. При этом большая часть газа добывалась на месторождении Гронинген.

Нефтяной кризис 1973/1974 годов стимулировал пересмотр политики Голландии в отношении газа. Рассмотрение бесперебойности поставок, внутреннего потребления и экспорт газа оказалось удручающим, поскольку разведка и эксплуатация новых запасов внутри страны и на шельфе поощрялась. После 1974 года Правительство Голландии стимулировало нефтяные компании разрабатывать новые месторождения газа, уверяя их, что Газюни — используя право первого выбора — немедленно купит их газ по приемлемой цене. Результатом этого явилось то, что к середине 1970-ых годов в дополнении к поставкам газа с месторождения Гронинген, выросли поставки газа с больших и малых месторождений, расположенных как материковой части, так и на шельфе Голландии.

Низкие затраты при добыче газа на месторождении Гронинген привели к тому, что оно стало маржинальным источником газа; действуя в качестве балансирующего производителя это месторождение поставляет объемы газа необходимые для заполнения разрыва между растущим внутренним производством с новых месторождений и падающей потребностью в газе компании Gasunie, связанной с падением экспортных поставок.

Добыча на месторождении Гронинген упала с примерно 85 млрд. м³ газа в 1976 году до 45 млрд. м³ к началу 1980-ых, до 30 млрд. м³ к началу 1990-ых и примерно до 20 млрд. м³ к 1999 году. По множеству более мелких месторождений, содержащих газ более высокой или низкой энергетической ценности, чем газ месторождения Гронинген, необходимо было урегулировать поставки. Поэтому, необходимо было разработать систему измерения качества газа, чтобы начать его принимать.

Оборудование крупных индустриальных объектов было переведено на высококалорийный газ (H-gas), причем для этого пришлось построить вторую систему по его транспортировке. Высококалорийный газ (H-gas) и низкокалорийный газ (L-gas) смешивался для достижения качества газа, добываемого на месторождении Гронинген, кроме того, для этой же цели высококалорийный газ (H-gas) временами смешивался с азотом. После 1983 года, появившееся ощущение избытка в производстве газа при падающей его продаже на внутреннем рынке и за границу, привели к пересмотру экспортных контрактов, поскольку компания Gasunie оказалась способной гарантировать поставки газа внутренним потребителям, по крайней мере на 25 лет вперед, опираясь на данные о запасах в Голландии  и оценке развития потребности.

Экономика Голландии оказалась обеспечена относительно дешевым, надежным и экологически чистым источником энергии, в то время как экспорт природного газа в другие страны Западной Европы и падение импорта нефти в Нидерланды привели к положительному торговому балансу. Рост цен на нефть, с которыми цены на газ были связаны, вызвали невероятный рост доходов компаний Эксон и Шелл и Голландии.

До середины 1995 года Голландия была стойким противником инициатив Комиссии Европейского Содружества по вопросу либерализации газового рынка. Это продолжалось до второй половины 1990-ых годов до момента одобрения Европейских Директив по Электричеству (96/92/EC) и Газу (98/30/EC) давших полномочия Комиссии Европейского Союза по проведению процесса либерализации на европейском энергетическом рынке. Как бы то ни было, к концу 1995-го года, Третья версия Энергетической Белой книги предусмотрела фундаментальные изменения в традиционной организации и функционировании газовой промышленности Голландии. Первоначально, основная цель состояла в том, чтобы поддержать основную структуру промышленности, оставив за компаниями Gasunie и De Maatschap/NAM ключевую роль, чтобы защитить имеющиеся преимущества и упростить продолжающуюся координацию продаж газа с месторождения Гренинген, с одной стороны, и с малых месторождений, с другой стороны. В марте 1999 года требования к Закону о газе были внесены в Парламент и в июне 2000 новый Закон был принят. Основные его положения гласят:

• Свободный выбор поставщика для крупных потребителей (потребление более 10 млн. м³ в год) с 1-го января 1998 года. С 1-го января 2002 года свобода выбора поставщика была предоставлена средним потребителям (от 10 млн. до 0.17 млн. м³ в год). В 2002 году Парламент решил распространить правило выбора поставщика на малых потребителей (потребление ниже 0.17 млн. м³ в год) после 2003 года или даже позже.
• Недискриминационное обеспечение услугами по транспортировке и хранению и регуляторный надзор над этими операциями. К этому времени компания Gasunie отделила принадлежащий ей транспорт по трубам высокого давления и мощности по хранению от операций по торговле, путем создания «китайской стены». Местные газораспределительные компании были разделены на поставщиков газа и операторов трубопроводной системы, обеспечивая регулируемый доступ.
• Договорной доступ — как основа индикативно публикуемых тарифов, дающий возможность трейдерам, производителям и потребителям заключать контракты на транспортировку и хранение с компанией Gasunie и местными газораспределительными компаниями.
• Традиционные требования по государственному подтверждению объемов, цен и точек поставки газа, который должен быть экспортирован были изъяты из Закона о газе.
• Единственным оставленным ограничением — определенным политикой — явилось определение общего объема добычи газа в Голландии в размере 80 млрд. м³ в год, в совокупности с политикой малых месторождений.

С начала либерализации поставок газа крупным потребителям в 1998 году компания Gasunie потеряла 15% промышленного рынка, в основном из-за конкурентов, поставляющих газ из Великобритании по трубопроводу Интерконнектор и голландского газа, поставляемого не компанией Gasunie. Это вызвало падение добычи на месторождении Гронинген с 23 млрд. м³ в 1998 году до 20 млрд. м³ после 1999 года. Таким образом, обнародованная оценка продаж компании Gasunie была ограничена 80 млрд. м³ в год при добыче газа на месторождении Гронинген — 25-30 млрд. м³. Кроме того, внутренний рынок газа в Голландии, в общем и целом, оказался насыщен. Таким образом, только резкий рост потребности в газе одной из стран Европы мог бы обеспечить компании возможность увеличить ее продажи. С этой целью компания Gasunie начала предлагать услуги по балансировке, закачивая газ в подземные хранилища с суммарным объемом хранения 35,1 млрд. м³, созданные компанией Gasunie/NAM в выработанных месторождениях в Голландии — в Алкмааре (совместно с BP/Amoco), Лангело и Grijpskerk, а также имея возможность очень гибко регулировать добычу с месторождения Гронинген.

Предполагалось, что либерализация газового рынка в Европе будет привлекать продавцов с минимальной стоимостью газа на скважине и приведет к снижению доходности этого рынка, а также налоговой составляющей. Кроме того, считалось, что падение затрат, связанное с развитием технологий устранит сложившиеся отношения на рынке газа. Эти предсказания так и не сбылись. Основная часть газа поставляется в Европу все так же по долгосрочным контрактам с тремя странами не-Европейскими странами: Россией, Норвегией и Алжиром.

Потенциал поставок газа из Голландии минуя компанию Gasunie достаточно ограничен. Все операторы, работающие на месторождениях расположенных как на материке, так и на шельфе и формально связанные с компанией Gasunie правом первого выбора, получили право продавать газ иным потребителям за исключением компании Gasunie.

Вместе с тем они предпочитают продавать свой газ компании Gasunie на достаточно стабильных и прибыльных для них условиях политики «малых месторождений» (см. Рисунок 4).

РИСУНОК 4 Голландская модель

2.2         Принципы доступа на экспорт по существующим трубопроводным мощностям

Реализация любой из рассматриваемых схем закупки газа требует определения на уровне Правительства РФ:

• объема (квоты) газа направляемого на экспорт, распределяемого между добывающими компаниями;
• механизмов распределения этих объемов на недискриминационных условиях между добывающими компаниями или желающими поставлять его на экспорт;
• принципы определения цены газа или комиссионного вознаграждения, а также точки продажи/передачи газа для дальнейшей его поставки на экспорт;
• права и обязанности организации, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа.

При осуществлении экспорта нефти уже реализована система распределения квот. В частности, Статьей 6 Федерального Закона от 17 августа 1995 г. № 147-ФЗ «О естественных монополиях» установлено, что «право доступа к системе российских магистральных трубопроводов и терминалов при вывозе нефти за пределы таможенной территории Российской Федерации предоставляется организациям, осуществляющим добычу нефти и зарегистрированным в установленном порядке, а также организациям, являющимся основными обществами по отношению к организациям, осуществляющим добычу нефти, пропорционально объемам добытой нефти, сданной в систему магистральных трубопроводов с учетом стопроцентной пропускной способности магистральных трубопроводов (исходя из их технических возможностей)». Более того, в министерствах и ведомствах серьезно обсуждается вопрос о совершенствовании действующего порядка, путем конкретизации доступа по направлениям (странам) транспортировки. Однако при этом надо напомнить, что экспорт нефти производится в основном в одном (европейском) направлении. Строительство трубопровода Восточная Сибирь — Тихий Океан (ВСТО) существенно усложнит существующую ситуацию с экспортом, требуя пересмотра всей сложившейся системы распределения доступа на экспорт между нефтяными компаниями.

Именно по этой причине, при создании схемы распределения квот на экспорт газа и доступа на экспорт нефти целесообразно закладывать единые принципы и подходы.

Основными недостатками, возникающими при реализации схемы распределения квот на экспорт газа, а также определения порядка определения цены газа (размера комиссионного вознаграждения комиссионера в случае реализации газа на экспорт через договор комиссии) поставляемого по этим квотам такой схемы являются:

• необходимость разработки и принятия постановления Правительства РФ (возможно и поправок в ФЗ «Об экспорте газа») конкретизирующее положения ФЗ «Об экспорте газа»;
• существенное усложнение существующих взаимоотношений между ОАО «Газпром» и независимыми организациями;
• вероятность пересмотра регионов поставок газа независимых организаций на внутренний рынок. Это может быть связано с перераспределением поставок газа социальнозначимым потребителям между ОАО «Газпром» и независимыми организациями;
• отказ независимых организаций от возможности реализации газа непосредственно потребителям и получения дополнительного дохода.

К преимуществам схемы можно отнести:

• повышение роли государства при поставках газа на экспорт;
• определение прозрачных «правил игры» для экспортных поставок;
• стимулирование разработки независимыми производителями новых месторождений;
• снижение рисков независимых организаций учитываемых при принятии решений об инвестировании в разработку новых месторождений.

Определение объема квот на экспорт газа, распределяемый между добывающими компаниями

Анализ Статьи 21 ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности» показывает, что суммарный объем квот на экспорт газа, распределяемый между желающими осуществлять поставки природного газа на экспорт должен устанавливаться Правительством РФ.

Суммарный объем квот на экспорт газа может соответствовать всему объему газа, поставляемому на экспорт за год или являться долей от общего объема экспорта газа за год.

Поскольку в долгосрочных и среднесрочных договорах на поставку газа обычно прописывается профиль поставки газа, который может меняться от месяца к месяцу, на начальном этапе развития системы экспорта газа целесообразно определять суммарные объемы квот на экспорт рассчитанные от годового объема поставки газа на экспорт, т.е. производить осреднение.

Далее по умолчанию будет рассматриваться именно этот срок, если не указано иное.

В случае установления объема квот на экспорт газа в размере всего объема газа, поставляемого на экспорт, во-первых, не потребуется дополнительно разрабатывать принципы определения доли от общего объема экспорта, а, во-вторых, такое распределение будет более точно соответствовать принципу недискриминационности, заложенному в ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности».

При этом необходимо отметить, что вероятность определения объема квот на экспорт как доли от общего объема экспорт газа значительна, поскольку прослеживается прямая аналогия со сложившимся порядком предоставления «доступа» к трубопроводным мощностям на недискриминационной основе. Вполне вероятно, что объем квот на экспорт будет устанавливаться не от общего объема экспорта газа, а от его «свободных мощностей имеющихся в наличии».

При любом распределении объемов существующая практика распределения объемов на транспортировку газа по газотранспортным мощностям (вопрос «доступа») будет оказывать влияние, как уже реализованная и действующая практика. Вместе с тем, поскольку система экспорта строится практически при отсутствии имеющейся правовой базы, а также практики реализации, имеет смысл постараться разработать принципы доступа без учета влияния не самой удачной практики по доступу. Более того, воизбежании путаницы термины, присущие доступу желательно в документах касающихся экспорта не использовать.

Одним из возможных принципов определения в качестве объема квот на экспорт (или только части общих объемов экспорта) является уменьшение их на объем газа поставляемый в рамках межправительственных и межгосударственных соглашениям. Ответственным за осуществление поставок по таким соглашениям является ОАО «Газпром». Вместе с тем, рассмотренные юридические схемы закупки газа на внутреннем рынке и экспорта по договору комиссии (агентскому) договору в целом удовлетворяют требованиям реализации межправительственных и межгосударственных соглашений, поскольку потребитель газа имеет отношения только с единственной организацией, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа. Возможно, для снижения риска не поставки газа в таких договорах потребуется предусматривать компанию являющуюся гарантом по поставкам газа, если компания, владеющая исключительной лицензией на экспорт газа, и гарант по поставке газа будут различными юридическими лицами.

Отдельно надо коснуться краткосрочных (спот-сделок), которые могут заключаться на экспортных рынках. Рынок таких сделок в Европе быстро растет, а значит отказаться от их рассмотрения — значит потерять растущий сектор экспортного рынка. Кроме того, именно на этом секторе можно зарабатывать значительную прибыль, поскольку этот сектор газового рынка более подвержен изменению цен. Определение объемов газа, реализуемых на этом секторе рынка, потребует большей оперативности в части принятия решений о распределении квот на экспорт между компаниями, чем в случае долгосрочных договоров. Поскольку процедура распределения этих объемов требует наработки определенной практики, целесообразно переходить к ее реализации после запуска общей системы распределения квот на экспорт газа и лишь потом на ее усложнение.

Распределение квот на экспорт

После определения суммарного объема квот на экспорт газа необходимо произвести его распределение (разделение на квоты) как по направлениям экспорта, так и по компаниям, которые в экспорте желают участвовать.

Термин «направление экспорта» требует дополнительной конкретизации. Под ним может пониматься:

• экспорт из России в целом;
• экспорт в Европу или на Восток;
• экспорт в страны ближнего или дальнего зарубежья;
• экспорт по конкретным трубопроводным системам и т.д.

Распределение экспорта по направлениям связано с имеющимися техническими ограничениями по мощности, существующими различиями в экономической эффективности поставки газа, а также в сложившейся практике поставки газа^[1].

В мировой практике применяются следующие основные недискриминационные принципы распределения объемов:

• «первый пришел — первого обслужили»;
• пропорциональный;
• аукционный.

Причем принципы «первый пришел — первого обслужили» и аукционный принцип относятся к конкурентному способу распределения, а пропорциональный — к административному.

Принцип «первый пришел — первого обслужили» в условиях совмещения добычи, транспортировки и возможности осуществления экспорта природного газа в руках одной компании (ОАО «Газпром») не является эффективным с точки зрения организации недискриминационности. Данный принцип не работает при наличии компании имеющей рыночную силу большую, чем у остальных.

Проведение аукциона по распределению квот, поставляемых на экспорт может производиться по двум основным направлениям:

• путем изменения размера платы за квоту (комиссионного вознаграждения) на экспорт газа. В таком случае компании, желающие получить квоту на экспорт газа, подают заявки на аукцион, проводимый с периодичностью зависящей от срока на который предоставляются квоты на экспорт, в которых указывается размер платы (комиссионного вознаграждения), которую готова заплатить компания за предоставление такой квоты. Побеждает компания, предложившая максимальный размер платы за квоту (комиссионного вознаграждения);
• путем изменения цены реализации газа компании, осуществляющей экспорт. В таком случае компании, желающие получить квоту на экспорт газа, подают заявки на аукцион, проводимый с периодичностью зависящей от срока на который предоставляются квоты на экспорт, в которых указывается цена, по которой газ передан от компании получающей квоту на экспорт газа компании, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа. Побеждает компания, предложившая минимальную цену сделки.

Правительством Российской Федерации разработано и принято постановление от 31 октября 1996 г. № 1299 «О порядке проведения конкурсов и аукционов по продаже квот при введении количественных ограничений и лицензировании экспорта и импорта товаров (работ, услуг) в Российской Федерации». В нем, в частности предусмотрено проведение аукционов по продаже квот. Данное постановление может быть взято за основу при подготовке документации для проведения аукционов по распределению квот на экспорт по газу. Полностью его использовать не удастся, поскольку оно не рассчитано на организацию экспорта через организацию, владеющую исключительной лицензией на экспорта газа.

Подготовка и проведение аукционов требует соответствующей рыночной инфраструктуры и наработанной практики. Именно из-за сложности проведения аукционных процедур и значительных затрат на создание необходимой инфраструктуры. Кроме того, как показывает практика, основной объем любого товара продается минуя аукционные схемы по прямым договорам.

Соблюдение принципа пропорциональности при распределении квот на экспорт газа требует его конкретизации как по направлениям, так и по распределению внутри каждого из направлений (пропорционально добыче, сдаче в систему магистральных трубопроводов и т.д.).

Здесь можно провести аналогию с доступом и распределением мощностей по транспорту (однако, эти термины лучше в документах касающихся экспорта не использовать во избежание путаницы и возникновения ненужных осложнений).

Распределение квот между направлениями

Термин «направление экспорта» требует дополнительной конкретизации. Под ним может пониматься:

• экспорт из России в целом;
• экспорт в Европу или на Восток;
• экспорт в страны ближнего или дальнего зарубежья;
• экспорт по конкретным трубопроводным системам и т.д.

Распределение квот по направлениям зависит от объемов, реально поставляемых по этим направлениям. Например, если сейчас поставки в восточном направлении практически равны нулю, то и квоты на эти направления выделяться не будут.

Кроме того, не стоит забывать, что экспорт газа можно разбить на два больших сегмента: экспорт в ближнее зарубежье и экспорт в дальнее зарубежье. Эти сегменты различаются не только ценами, складывающимися на них, но и имеющейся практикой поставок туда газа независимыми производителями. Например, у независимых компаний имеется опыт по поставке газа по прямым договорам в ближнее зарубежье, например в Беларуссию, страны Прибалтики, Грузию и т.д. В то время как поставки в страны дальнего зарубежья осуществлялись только компания ОАО «Газпром».

Распределение квот между конкретными трубопроводными системами позволит снять вопрос организации «вторичного рынка» квот, требующийся для распределения объемов между различными производителями, добывающими газ в удаленных друг от друга месторождениях.

При всем при том, принципы распределения квот на экспорт не должны изменяться от направления к направлению, поскольку это может привести к возникновению «серых» перетоков между направлениями или «серому» рынку распределения квот.

Распределение квот внутри направления

Для удобства проведения анализа сведем все возможные варианты пропорционального распределения квот по направлениям в таблицу (см. Таблицу 3).

ТАБЛИЦА 3. Распределение квот внутри каждого из направлений

	Распределение объемов (квот) экспорта внутри каждого направления пропорционально
Существующие проблемы	добыче газа	сдаче в систему газоснабжения	поставкам на внутренний рынок	поставкам бюджетным и социально ориентированным потребителям
необходимость корректировки на объемы газа, добываемые в региональных системах газоснабжения	Есть		Есть	Есть
необходимость разработки прозрачного механизма перераспределения квот на экспорт газа после их первоначального распределения	Есть		Есть	Есть
необходимость корректировки «несправедливости» по отношению к тем добывающим компаниям, которые вынуждены поставлять значительные объемы газа на внутренний рынок по регулируемым ценам	Есть	Есть	Есть

Как видно из приведенной таблицы, ни один из подходов к пропорциональному распределению экспортных квот не является универсальным. То есть каждый имеет свои положительный и отрицательные стороны.

Остановимся более подробно на каждом из них.

Распределение квот пропорционально добыче газа достаточно легко администрируется, поскольку информация о добыче газа достаточно широко распространена и при необходимости может быть проверена. Существует единственное ограничение, связанное с необходимостью учета газа добываемого организациями, поставляющими газ в региональные системы газоснабжения. То есть в те системы, откуда невозможна поставка газа на экспорт в принципе. Безусловно, такие компании можно изначально не учитывать при распределении квот на экспорт газа, однако это уже будет несколько другая схема (см. например, распределение квот на экспорт пропорционально сдаче в систему). Еще одной особенностью распределения квот на экспорт газа пропорционально добыче является отсутствие учета экономической эффективности поставки газа на различные сегменты внутреннего рынка. ОАО «Газпром» периодически обращается к данному аргументу, каждый раз апеллируя к тому факту, что оно является поставщиком газа по регулируемым ценам и к тому же основным поставщиком газа для нужд населения. Такое положение вещей, по мнению ОАО «Газпром» приводит к тому, что оно недополучает доход от реализации газа и это должно учитываться при распределении квот на экспорт.

Такой учет может происходить как путем предоставления ОАО «Газпром» большего объема квот, так и путем наделения независимых производителей газа обязательствами по поставки газа на регулируемый рынок и, в особенности, населению.

Именно эта логика лежит в подходе распределения квот пропорционально поставкам бюджетным и социально ориентированным потребителям. Однако основным препятствием на пути реализации этого подхода является отсутствие надежной информации относительно поставок газа таким потребителям, а также возможность проверить эту информацию.

Замена бюджетных и социально ориентированных потребителей на потребителей, получающих газ по регулируемым ценам также не решит проблемы. Во-первых, цены на газ для населения и промышленности в случает государственного регулирования существенно различаются, а значит это придет учитывать при расчете распределения квот на экспорт. Во вторых, даже устанавливаемые государством цены для одной категории потребителей меняются в зависимости от зоны потребления. И если поставка газа в зоны с меньшим порядковым номером по регулируемым ценам экономически эффективна, то поставка газа в зоны с большим порядковым номером может уже быть убыточной за счет несовпадения государственной системы цено- и тарифообразования. Существуют опасения, что при использовании предлагаемого принципа ОАО «Газпром» передаст независимым производителям газа обязательства по газоснабжению бюджетных и социально ориентированных потребителей в наиболее удаленных районах, оставив себе районы приближенные к местам добычи, а значит наиболее экономически эффективные.

Если мы принимаем за постулат, что экономика реализации газа является основным фактором, влияющим на предоставление квот на экспорт газа, то вывод на нерегулируемый сектор рынка объемов газа, добываемых ОАО «Газпром», должен автоматически предоставлять квоты на экспорт независимым производителям газа. Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что в случае запуска торгов газом по нерегулируемым ценам должны появиться дополнительные квоты на экспорт газа.

Подход, который предусматривает распределение квот на экспорт пропорционально поставкам на внутренний рынок является промежуточным между двумя предыдущими и скорее приведен для полноты рассматриваемой картины, поскольку несет в себе те же недостатки, что и остальные.

Еще одним недостатком, объединяющим вышеприведенные схемы, является необходимость организации «вторичного рынка» квот на экспорт. Эта необходимость вызвана тем, что добывающие компании в силу своего географического расположения могут осуществлять поставку газа только по конкретным транспортным коридорам. Организация «вторичного рынка» квот даст возможность решить эту проблему и гибко перераспределять имеющие объемы газа.

Здесь необходимо сделать еще одну оговорку. Сложность реализуемой системы будет напрямую зависеть от количества компаний, владеющих исключительными лицензиями на экспорт газа. Если таких компаний будет больше одной, то потребуется дополнительная координация со стороны государства по распределению квот между ними. Присутствие на рынке только одной компании существенно упростит процесс администрирования. Но даже при наличии одной компании, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа наличие «вторичного рынка» квот обязательно. Это связано с физическими особенностями поставки газа по различным направлениям (коридорам).

Ценовое регулирование предоставление услуги по экспорту газа

Рассмотрим более подробно вопросы государственного регулирования цены сделок (размера комиссионного вознаграждения), осуществляемых компанией, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа, и желающими этот газ продать на экспорт.

Государство может установить особый порядок контроля за компанией, владеющей исключительной лицензией на экспорт отдельных видов товаров. Так, например, в соответствии с Указом Президента РФ от 21 июня 2001 г. № 742 «О порядке ввоза в Российскую Федерацию и вывоза из Российской Федерации драгоценных металлов и драгоценных камней» экспорт аффинированных платины и металлов платиновой группы в виде слитков, пластин, порошка и гранул осуществляется государственным унитарным предприятием «Внешнеэкономическое объединение «Алмазювелирэкспорт». В соответствии с упомянутым Указом Президента РФ Минфин России «устанавливает предельные размеры комиссионного вознаграждения, взимаемого «Алмазювелирэкспорт» с организаций, имеющих квоты на экспорт аффинированных платины и металлов платиновой группы».

В зависимости от реализуемой юридической схемы осуществления экспорта государство может либо регулировать размер комиссионного вознаграждения, получаемого компанией, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа, либо определять нижний предел цен на газ, по которым она покупает его на внутреннем рынке.

В случае распределения квот на экспорт газа с использованием аукциона цена определяется по его результатам и не требует регулирования со стороны государства.

Определение нижнего предела цен требует обязательного определения точки совершения сделки, то есть точки перехода прав собственности на газ. Эта точка может располагаться: на входе в газотранспортную систему, на границе Российской Федерации, а также в любой из балансовых точек, в которых будет осуществляться торговля газом в соответствии с постановлением Правительства РФ от 2 сентября 2006 г. № 534 «О проведении эксперимента по реализации газа на электронной торговой площадке».

Для каждой из выбранных точек нижний предел цены может определяться:

• обратным счетом от складывающихся цен на газ на экспортных рынках. Нижний предел цены равен цене газа, сложившейся на экспортных рынках за минусом затрат на уплату таможенных пошлин, затрат на транспорт от экспортных рынков до точки совершения сделки, комиссии компании, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа, а также иных платежей (например сборов при осуществлении аукционной продажи газа);
• методом сопоставления с ценами на газ, импортируемый в Россию;
• методом сопоставления с ценами на энергоносители, которыми газ может быть заменен при условии прозрачного ценообразования на них, а также учете особенностей использования газа.

Одним из основных видов затрат, учитываемых при расчете цен, являются затраты на транспортировку по магистральным трубопроводам. На основании Приказа ФСТ России от 28 июля 2006 г. № 151-э/1 «О тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» для независимых организаций» рассчитывается стоимость услуг по транспортировке газа независимых организаций за пределы таможенной территории Российской Федерации и составляет в настоящее время 0,97$/1000 м³ на 100 км. Нормативная база для расчета стоимости услуг по транспортировке газа ОАО «Газпром» за пределы таможенной территории Российской Федерации отсутствует.

По оценкам, проводимым ФСТ России размер тарифа на транспортировку газа ОАО «Газпром» по магистральным газопроводам за пределы таможенной территории Российской Федерации не должен отличаться от размера тарифа, устанавливаемого в настоящее время для газа независимых организаций.

Размер комиссии компании, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа не должен превышать ее затрат на исполнение сделок, а также допустимой прибыли на капитал. Размер комиссии за осуществление экспорта драгоценных металлов и т.д. установлен в настоящее время в размере 3-4% от суммы договора.

2.3         Принципы доступа на экспорт по вновь создаваемым трубопроводным мощностям

В статье 4 Закона «О внешнеторговой деятельности» закреплены основные принципы государственного регулирования внешнеторговой деятельности:

• равенство участников внешнеторговой деятельности и их недискриминация, если иное не предусмотрено федеральным законом. Государство не должно дискриминировать участников внешнеторговой деятельности, то есть предоставлять одним субъектам условия для внешнеторговой деятельности худшие, чем те, которые были предоставлены другим субъектам;
• единство таможенной территории Российской Федерации. Принцип единства таможенной территории нацелен на предотвращение появления внешнеторгового и таможенного партикуляризма. Он исключает возможность появления внутренних таможенных границ;
• единство системы государственного регулирования внешнеторговой деятельности. Принцип предполагает установление единой системы контроля за механизмом государственного регулирования внешнеторговой деятельности;
• единство применения методов государственного регулирования внешнеторговой деятельности на всей территории Российской Федерации. Данный принцип тесно связан с предыдущим принципом — единства самой системы государственного регулирования внешнеторговой деятельности. Единство применения методов государственного регулирования внешнеторговой деятельности обеспечивается единством соответствующей нормативно-правовой базы. Принцип единства применения методов означает также, что эти методы применяются единообразно на всей территории Российской Федерации.

Из анализа основных принципов государственного регулирования внешнеторговой деятельности можно сделать вывод о том, что положения касающиеся экспорта природного газа должны носить универсальный характер, т.е. быть одинаковыми для любого из направлений экспорта.

2.4         Основные положения постановления Правительства Российской Федерации регулирующего экспорт газа

В связи с обширностью вопросов, требующих определения на уровне постановления Правительства РФ, целесообразно документально разделить документ регулирующий отношения при вывозе газа за пределы таможенной территории Российской Федерации на две части: Положение об экспорте газа, а также постановление Правительства РФ, утверждающее это Положение.

Постановление Правительства Российской Федерации регулирующее экспорт газа должно быть разработано во исполнение положений ФЗ «Об экспорте газа», а также ФЗ «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности» в целях эффективного использования природных ресурсов Российской Федерации, а также устранения необоснованной конкуренции между российскими компаниями на экспортных рынках. Кроме того, в нем должно содержаться норма об утверждении Положения об экспорте газа, а также, при необходимости, сроки разработки необходимых документов органами исполнительной власти.

Такими органами исполнительной власти могут быть:

• Минэкономразвития России в части таможенного оформления газа, обеспечения недискриминационного предоставления услуг по экспорту, определения комиссионного вознаграждения за оказания этих услуг, определения принципов распределения квот;
• Минпромэнерго России в части определения принципов распределения квот;
• ФТС России в части таможенного оформления газа;
• ФАС России в части обеспечения недискриминационного предоставления услуг по экспорту;
• ФСТ России в части определения комиссионного вознаграждения.

Примерная структура Положения об экспорте газа:

• описание предмета регулирования (конкретизация определения газ, подпадающее под действие Положения);
• описание субъектов, обладающих правом получения квот на экспорт газа;
• констатация факта, что экспорт газа осуществляется в соответствии с исключительными лицензиями, выданными в установленном порядке;
• определение органа, устанавливающего суммарный объем квот на экспорт газа и периодичность его установления. Например: «Суммарный объем квот на экспорт природного газа устанавливается Правительство Российской Федерации ежегодно, не позднее _____ декабря, на основе представления Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации, согласованного с Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации»;
• дополнительные обременения, которые могут быть возложены на добывающие компании и собственников газа, желающих осуществлять поставки газа на экспорт. Например: «Газодобывающие компании, а также компании владеющие газом на законных основаниях могут осуществлять экспорт в порядке, установленном настоящим Положением, только после выполнения ими в полном объеме договорных обязательств по поставке газа бюджетным и социально ориентированным потребителям. Контроль за исполнением настоящего пункта возложить на __________»;
• определение порядка распределения квот на экспорт между компаниями. Например: «Квоты на экспорт газа распределяются среди газодобывающих компаний пропорционально…»;
• определение юридической схемы реализации экспорт. Например: «Экспорт газа осуществляется организацией, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа по договорам комиссии (агентским договорам), заключаемым с организациями, указанными в п. … (указывается номер пункта в котором описываются субъекты, обладающие правом на получение квот на экспорт) настоящего Положения»;
• закрепление функций контроля за соблюдением принципов недискриминационности и добросовестной коммерческой практики за соответствующим федеральным органом исполнительной власти;
• возложение на Министерство экономического развития и торговли Российской Федерации функций по мониторингу цен на экспортных рынках и опубликованию их в информационных изданиях;
• возложение обязанности на Федеральную службу по тарифам функций по установлению тарифов и расчету комиссионного вознаграждения организации, владеющей исключительной лицензией на экспорт;
• возложение на федеральный орган исполнительной власти обязанности по сбору информации об объемах и направлениях экспортной поставки газа.

Положение должно содержать инструмент понуждения ОАО «Газпром» и независимых организаций к исполнению закрепленных в нем норм.

3.   Описание вопросов доступа, актуальных в настоящее время

Под доступом к газотранспортной инфраструктуре понимается заключение собственником газа договора с газотранспортной компанией на транспортировку оговоренных заранее объемов газа за оговоренную плату.

Для того, чтобы подробно разобраться с вопросами доступа к газотранспортной инфраструктуре необходимо определиться с ключевым термином, который постоянно используется в мировой и российской практике, а именно с определением «свободной мощности».

В постановлении Правительства РФ от 14.07.1997 г. № 858 «Об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» дано следующее определение «свободная мощность газотранспортной системы» — технически возможная мощность системы по приему и транспортировке газа за вычетом объемов транспортировки газа, осуществляемой для организаций системы ОАО «Газпром» и независимых организаций в соответствии с действующими в определенный момент времени договорами, а также в соответствии с решениями Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации об обязательных поставках газа организациями системы ОАО «Газпром».

Для более полного понимания особенностей определения свободной мощности рассмотрим различные способы ее определения.

Понятие «свободной мощность» можно разнести на две взаимосвязанные части: «физическая (или технологическая) свободная мощность» и «договорная свободная мощность». Эти две мощности могут существенно различаться между собой.

Рассмотрим более подробно различные виды определения договорной свободной мощности. В настоящем Отчете мы будем использовать термин «свободная мощность» понимая под ним исключительно «договорную свободную мощность».

Рассмотрим три типа договорной свободной мощности: «почтовый», «вход-выход» и «от точки к точке». Для удобства возьмем гипотетическую трубопроводную систему с двумя точками входа (A и B) и двумя точками выхода (C и Д) (Рисунок 5).

Тип договорной свободной мощности не обязательно должен совпадать с типом тарифа, определенного для системы.

1.     «Почтовый» — почтовый тип договороной свободной мощности дает право закачивать газ в любую из точек входа (A или B), и отбирать его из любой из точек выхода (C или D). При этой системе компания, поставляющая и отбирающая газ из трубопроводной системы (транспортировщик) может поменять свои точки входа или входа, не подписывая новых договоров на транспортировку газа.

2.     «Вход-выход» — договор определяющий входную свободную мощность привязывает компанию (транспортировщика) к конкретной точке входа, но дает ему право отобрать свой газ в любой точке выхода. В нашем примере, транспортировщик может быть привязан договором к точке A, но как только газ попадет в систему, он сможет поставить его любому покупателю, который подпишет с ним договор на отбор газа из любой из точек выхода. У компании (транспортировщика) нет права поставить газ в точку B до тех пор, пока он не подпишет новый договор на транспортировку газа. Фактически, такая система дает возможность поставлять газ к точки физические не связанные между собой в системе за счет внутреннего зачета объема газа поставляемого в системе. Такая же система может быть применена к точкам выхода, mutatis mutandis (с соответствующими изменениями).

3.     «От точки к точке» — договор на использование свободной мощности от точки к точке дает транспортировщику право закачать газ в конкретную точку входа и отобрать ее из конкретной точки выхода. Более того, если в системе газ от точки входа до точки выхода может быть доставлен различными путями в договоре может быть конкретизировано, каким путем газ доставляется. Если транспортировщик заключил контракт на транспортировку газа из точки A в C, он не может поменять ни точку входа, ни точку выхода до тех пор, пока не подпишет новый контракт на транспортировку, пожертвовав предоплатой, которую он уже уплатил за резервирование свободной мощности для транспортировки от точки A в C. Именно по этой причине контракт на транспортировку газа транспортировщика привязан к конкретному пути A-C, и не имеет возможности переключения на другие пути, такие как A-D, B-C или B-D.

РИСУНОК 5. Гипотетическая трубопроводная система

Гибкость выбора мест закачки и отбора, предлагаемая компании (транспортировщику), очень важна для развития конкуренции на рынке газа. Предлагаемая гибкость уменьшает конкурентное преимущество компании (транспортировщика), связанное с его размером. В условиях совершенно не гибкой системы «от точки к точке», компании (транспортировщики) имеющие значительные объемы поставок имеют преимущества, связанные с «эффектом масштаба». Обширная база потребителей дает возможность транспортировщику осуществлять внутреннее замещение объемов газа (свопы), которые предлагают множество вариантов по определению конкретных точек входа и выхода независимо от транспортных контрактов с ними. Напротив, компания (транспортировщик), обслуживающая только одного потребителя, может потерять пропускную способность для транспортировки, если потребитель потребил меньше газа, чем ожидалось. Компания (транспортировщик) может попытаться продать (если предусматривается такая возможность) свободную мощность газотранспортной системы, если в ней нет больше необходимости, но в системе «от точки к точке» довольно сложно найти покупателя на эту свободную мощность. Продаваемая свободная мощность транспортной системы будет иметь ценность только для другой компании (транспортировщика), заинтересованной точно в такой же комбинации точек входа и выхода. Напротив, право на свободную мощность при почтовой системе имеет ценность для всех компаний (транспортировщиков) пользующихся услугами по транспортировке, независимо от расположения их потребителей или точки входа, которой они пользуются. Права на свободную мощность для почтовой системы, поэтому проще реализовываются и уменьшают вероятность того, что небольшая компания (транспортировщик) может потерять невостребованную свободную мощность.

Гибкость в определении свободной мощности, увеличивает конкуренцию по двум причинам. Она дает возможность присутствовать на этом рынке небольшим компаниям (транспортировщикам) и наблюдать, успешно ли они могут конкурировать с остальными, отбирать долю рынка у остальных и понемногу расти. При отсутствии гибкости, компании (транспортировщики) не могут войти на новый рынок без изначального преодоления серьезного конкурентного недостатка связанного с наличием транспортировщиков с большим портфелем заказов. Новая компания (транспортировщик) подключающаяся к газотранспортной системе может нести финансовые убытки до тех пор, пока не достигнет определенного размера. Наличие таких потерь может отпугивать новые компании (транспортировщиков) от вхождения на рынок. Во-вторых, гибкость может увеличить конкуренцию, путем поощрения вторичной торговли свободной мощности.

Ликвидные рынки свободной мощности дают отчетливые рыночные сигналы. Например, если долгосрочная свободная мощность продается с значительной премией на вторичном рынке, это показывает на наличие потенциальных ограничений. В основном, участники рынка используют рыночные сигналы в качестве руководства для выработки своей деловой стратегии. Новым компаниям наиболее удобно входить на рынок информация о котором доступна и прозрачна.

Однако, гибкость, которая предоставляется компаниям (транспортировщикам) непосредственно влияет на объем свободной мощности, который можно законтрактовать на постоянной основе. Мы продемонстрируем это, используя второй гипотетический пример. (См. Рисунок 6)

РИСУНОК 6. Гипотетическая трубопроводная система 2

Рисунок 6 показывает вторую систему трубопроводной сети, которая состоит из 3 точек входа (A, B и C) и 2 точек выхода (Д и E). Трубопроводы A-E и C-Д имеют пропускную способность 2 единицы каждый, в то время как трубопроводы B-Д и B-E имеют пропускную способность только 1, каждый. В этом примере, потребность в газе составляет 2 единицы в каждой из точек выхода D и E, давая общую потребность в 4 единицы.

Рассмотрим объем постоянной свободной мощности, которую газотранспортная организация может продать в данной системе при каждом из 3 типов договоров.

1. «Почтовая марка» — При заключении данного типа договоров, газотранспортная организация может продать только одну единицу свободной мощности. Это связано с тем, что в случае заключения договора на продажу свободной мощности большего объема газотранспортная организация не сможет обеспечить выполнения основного условия договора — свободная смена компанией (транспортировщиком) точек входа и выхода. Например, если газотранспортная организация продаст 2 единицы свободной мощности, она не сможет удовлетворить основным условиям договора и оттранспортировать 2 единиц газа из точки B до потребителя расположенного в точке Д или Е. После того, как газотранспортная организация продаст одну единицу свободной мощности, оставшиеся 3 единицы требуемые для точек D и E могут быть ею проданы по договору прерываемой свободной мощности.
2. «Вход-выход» — При заключении этого типа договора газотранспортная организация может продать 5 единиц свободной мощности на вход: 2 единицы в каждой из точек A и C, и одну единицу в точке B. Если газотранспортная организация продаст в точке В 2 единицы свободной мощности, то она не сможет выполнить условие по транспортировке 2 единиц из точки В потребителям, расположенным в точке Д. Кроме того, компании (транспортировщику) потребуется определить свободную мощность в точках выхода. При продаже 5 единиц входной свободной мощности, газотранспортная организация может продать только 4 единицы выходной свободной мощности: по 2 единицы в каждой из точек Д и E. Поскольку газотранспортная организация знает, что потребность в точке Д равняется 2 единицам, она может продать 2 единицы свободной мощности без относительно того, в какой точке газ будет заходить в систему. Хотя 5 единиц свободной мощности более чем достаточно, чтобы удовлетворить общее потребление в 4 единицы, в этой системе все еще остается риск неэффективности. Интересно, что в этом примере газотранспортная организация может разрешить потребителю, находящемуся в точке Е подписать контракт на 2 единицы с компанией (транспортировщиком), которая владеет 2 единицами свободной мощности в точке A, даже если физически невозможно прокачать 2 единицы газа из точки A в точку Е. Газотранспортная компания знает, что если подпишется контракт на поставку 2 единиц из точки А в Д, тогда потребление 2 единиц в точке E может состояться в двух случаях: либо 2 единицы газа будут поставлены из точки C, либо одна единица из точки B и одна единица из точки C (две единицы газа не могут быть поставлены из точки B, потому, что газотранспортная организация дала разрешение на свободную мощность только одной единицы в этой точке). В любом случае, газ, который законтрактован для поставки в точку E физически поставят в точку D и наоборот.
3. «От точки к точке» — При таком договоре газотранспортная организация может продать 6 единиц свободной мощности: по 2 единицы по каждому из направлений A-E и C-Д, и по 1 единицы по каждому из направлений B-Д и B-E. Из-за того, что свободная мощность в системе «от точки к точке» определяется конкретными точками входа и выхода, газотранспортная организация может, в качестве платы за негибкость (невозможность поменять точки закачки и отбора), максимизировать свои потенциальные продажи свободной мощности.

Этот гипотетический пример иллюстрирует тот факт, что объем свободной мощности, который может продать газотранспортная организация зависит от системы определения свободной мощности, которую она предлагает. Предоставление большей гибкости в определении свободной мощности, может уменьшить объем свободной мощности, которую газотранспортная организация может продать. Свободная мощность в случае ее определения по системе «почтовая марка», является наиболее гибкой, но позволяет газотранспортной организации продать минимальный объем свободной мощности. Система «от точки к точке» — наименее гибкий тип определения свободной мощности. Зато она позволяет газотранспортной организации продать максимальный объем свободной мощности, но является более затратным с точки зрения придания этой системе гибкости и ликвидности (например, как уже описывалось выше возможность потребителя в точке Е купить газа у транспортировщика в точке A).

Таким образом, рост гибкости требует значительной инфраструктуры, а значит роста суммарных системных затрат, а уменьшение гибкости ведет к снижению этих затрат.

Ключевым вопросом является то, как оценить насколько велики затраты по сравнению с преимуществами, которые дает увеличение гибкости системы.

Использование системы «вход-выход» для определения свободной мощности обеспечивает значительные преимущества для эффективной торговли, рыночной ликвидности и конкуренции «газ — газ». Эти преимущества хорошо известны и могут быть проиллюстрированы успехом системы «вход-выход», предлагаемой компанией Транско стимулирующей торговлю в NBP. Разделив входную и выходную свободные мощности, система автоматически создала единый однородный продукт который может быть продан на общих условиях всем пользователям системы в форме «газа в NBP» или «газа, оплачиваемого при входе». С помощью унификации продукта система максимизирует количество игроков, которые могут торговать друг с другом, увеличивая глубину рынка. Поскольку любые две стороны могут торговать газом вне зависимости от того, где они располагаются, система «вход-выход» способствует анонимности.

Система «вход-выход» поощряет торговлю свободными мощностями на вторичном рынке путем создания небольшого количества однородных товаров (по одному для каждой точки входа и выхода), по сравнению с сотнями или тысячами, которые существуют в системе «от точки к точке» (по одной для каждой комбинации точек входа и выхода).

Для газотранспортной организации является очень эффективным максимизировать доступную для продажи свободную мощность, поскольку это поощряет использование сети, может помочь избежать ограничений и в долгосрочной перспективе снизить общесистемные издержки. Но максимизация гибкости также желательна для стимулирования конкуренции и ликвидной торговли свободной мощностью. На одной чаше весов лежит негибкая система «от точки к точке», которая позволяет газотранспортной организации продавать максимальный объем свободной мощности, но по ограниченным правам в торговле. На другой чаше весов лежит система «почтовой марки», которая может создавать ограничения в определении свободной мощности, одновременно максимизируя гибкость для компаний (транспортировщиков).

Относительные преимущества различных систем зависят как от топологии системы в целом, так и протяженности и природы имеющихся ограничений. В системах с высокой степенью ограничений, объем дополнительных свободных мощностей (по отношению к объемам, определяемым в системе «почтовая марка» для той же газотранспортной системы) может быть настолько велик, что это оправдывает использование относительно негибкого определения свободной мощности. Например, если каждая из труб на Рисунке 6 имела бы свободную мощность 4 единицы или больше, тогда было бы возможно продать 4 единицы свободной мощности в системе «почтовая марка», достаточно, чтобы закрыть общую потребность в свободной мощности предоставляя компании (транспортировщику) максимальную гибкость. И, наоборот, в случае если бы каждая из труб имела свободную мощность одна единица, затраты на организацию гибкости были бы существенно выше в системе «почтовая марка» не давая при этом значительной гибкости по сравнению с системой «из точки в точку».

Именно по этой причине выбор системы определения свободной мощности должно основываться, в том числе, на топологии конкретной газотранспортной системы.

В России исторически используется система определения свободной мощности «от точки к точке».

3.1         Краткое описание причин и предпосылок проведения работ по изменению процедуры доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром»

Государственное регулирование доступа к магистральным трубопроводам ОАО «Газпром» вытекает из положений Ст. 1.1, 2 и 27 Закона Российской Федерации от 22 марта 1991 года № 948-1 «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках», п. 3 Ст. 8 Федерального Закона от 17 августа 1995 г. № 147-ФЗ «О естественных монополиях», а также Главы VII Федерального Закона от 31 марта 1999 г. № 169-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации».

Впервые вопрос о доступе независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» возник при создании этого акционерного общества на базе Государственного газового концерна «Газпром». Тогда Указом Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 г. № 1333 «О преобразовании государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество «Газпром» на учреждаемое РАО «Газпром» была возложена в т.ч. ответственность за «обеспечение доступа любого производителя к газотранспортной системе страны пропорционально объему добываемого им на территории Российской Федерации газа при соблюдении единого механизма регулирования цен». Впервые на правовом уровне были зафиксированы следующие принципиальные положения о доступе к ГТС:

• равнодоступность ГТС ОАО «Газпром»;
• предоставление доступа только производителям газа;
• принцип пропорционального предоставления доступа в зависимости от объемов добываемого газа.

Вновь вопрос о доступе был поднят в Указе Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. № 426 «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий», где в числе проблем газовой промышленности была названа необходимость совершенствования порядка доступа независимых поставщиков к газотранспортной системе РАО «Газпром».

Ключевым отличием положений Указа Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. № 426 о доступе к ГТС РАО «Газпром» от соответствующих положений Указа Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 г. № 1333 явилось изменение принципа пропорционального доступа на принцип доступа к «свободным мощностям».

Во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. № 426 было принято Постановление Правительства Российской Федерации от 14 июля 1998 г. № 858 «Об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе открытого акционерного общества «Газпром», которым было утверждено «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» (далее «Положение о доступе»). Именно «Положение о доступе», вместе с рассмотренными выше нормами Федерального Закона «О газоснабжении в Российской Федерации», в настоящее время регулирует доступ к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

Анализ норм «Положения о доступе» показывает, что оно не позволяет обеспечить необходимую правовую регламентацию установленного в Законе «О газоснабжении р Российской Федерации» принципа недискриминационного доступа независимых организаций к ГТС ОАО «Газпром». Такие ключевые понятия, как «свободная мощность» и «независимые организации» не раскрываются, предоставляя право их определения собственнику ЕСГ — ОАО «Газпром». Правовые возможности регулирующих органов и независимых организаций осуществлять контроль за реальными техническими возможностями ОАО «Газпром» для транспортировки газа независимых организаций отсутствуют.

Например, в соответствии с п. 6 «Правил поставки газа», утвержденных постановлением Правительства РФ от 5 февраля 1998 г. № 162, преимущественное право на заключение договоров поставки газа (а как следствие, и на заключение договоров транспортировки газа) имеют 3 категории покупателей: покупатели газа для государственных нужд, для коммунально-бытовых нужд и населения, а также покупатели, заключившие договоры на поставку газа ранее (льготные потребители). «Положением о доступе» установлены другие приоритеты — поставщикам газа для коммунальных и бытовых нужд населения и поставщикам газа, предусматривающим поставки газа в течение более длительного срока по сравнению с другими заявителями. В результате вполне возможна ситуация, когда независимой организации будет отказано в доступе для транспортировки газа по мотиву отсутствия свободных мощностей, занятых приоритетными заявителями.

Еще одна проблема возникает, когда потребитель отбирает газа больше, чем приобрел его по договору. Еще хуже ситуация, когда потребитель, заключив договоры с несколькими поставщиками, допускает перебор газа сверх суммарного объема по всем договорам поставки. По какому договору он должен платить за перебор? Кто вправе решить этот вопрос? И с кого должна потребовать свои деньги газотранспортная (газораспределительная) организация? К сожалению, нынешнее законодательство не дает ответа на эти вопросы.

И, наконец, проблема прекращения доступа. Положением об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» предусмотрены только случаи досрочного расторжения договора транспортировки газа, однако порядок расторжения договора не установлен.

Положение усугубляется тем, что образованная постановлением Правительства РФ от 02.11.00 г. № 843 в целях создания недискриминационных условий доступа к системам магистральных нефтегазопроводов, нефтепродуктопроводов, а также соблюдения интересов государства, производителей и потребителей энергоресурсов Комиссия Правительства РФ по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов, была упразднена согласно Приложения к Постановлению Правительства Российской Федерации от 16.04.04 г. № 215, содержащего «Перечень упраздненных координационных, совещательных, иных органов и групп, образованных Правительством Российской Федерации».

Контрольные и надзорные полномочия за соблюдением требований обеспечения доступа на рынки услуг естественных монополий и оказанием услуг субъектами естественных монополий на недискриминационных условиях, а также за соблюдением установленных законодательством о естественных монополиях требований об обязательности заключения договоров субъектами естественных монополий были переданы Федеральной антимонопольной службе (постановление Правительства РФ от 30.06.04 г. № 331), которая исторически не может справиться с ОАО «Газпром».

Все это позволяет говорить о том, что многие важные вопросы, связанные с использованием газотранспортной системы, не урегулированы.

Транспортировка газа и взаимоотношения между поставщиками газа, газотранспортными, газораспределительными организациями и потребителями — это область, недостаток нормативных актов в которой не позволяет решить ряд проблем, негативно отражающихся на хозяйственной деятельности всех участвующих в этих отношениях организаций. Кроме того, не решив эти проблемы, невозможно создать в России полноценный рынок газа, необходимость создания которого диктуется интеграцией России в мировую экономическую систему.

Важность создания нормативной базы в этой области подтверждается и вниманием к вопросу Европейского сообщества (ЕС), которое приняло специальную Директиву о необходимости создания рынка газа. Директива ЕС для создания рынка газа требует от стран-участниц обеспечить допуск к рынку потребителей (которые будут иметь право выбора поставщика), доступ к сети (потребителей, получивших допуск, и поставщиков) и разделение (там, где они совмещены) функций магистрального транспорта, распределения, хранения и продажи газа.

Подводя итог вышесказанному можно выделить следующие направления решения проблемы доступа:

• корректировка действующего законодательства или нормативно-правовой базы, регулирующей доступ к услугам газотранспортных организаций с целью решения накопившихся проблем (совершенствование действующей системы);
• изменение стороны в договоре о транспортировке газа (долгосрочный доступ для энергетиков);
• устранение технических (физических) ограничений препятствующих доступу к газотранспортной системе (инвестиционный доступ);
• изменение действующей системы определения свободных мощностей;
• изменение Модели функционирования газовой отрасли.

Рассмотрим более подробно каждое из описанных направлений.

3.2         Совершенствование действующей системы доступа

3.2.1    Законодательное закрепление положений функционирования магистрального трубопроводного транспорта

Отсутствие основных понятий и определений, связанных с транспортировкой газа по магистральным трубопроводам привело к необходимости разработки документа уровня федерального закона. Так в Комитете по энергетике, транспорту и связи Государственной Думы РФ интенсифицировалась работа по принятию во втором чтении проекта федерального закона «О магистральном трубопроводном транспорте» (далее «Законопроект»).

Законопроект находится на рассмотрении в Государственной Думе Российской Федерации, как минимум, пять лет, предложен был во второй половине 1990-х ОАО «Газпром» одновременно с проектами законов «О газоснабжении», «О нефти и газе» для закрепления своей неделимости и целостности. Расчет делался на то, что хотя бы один законопроект удастся принять. В связи с принятием закона «О газоснабжении в Российской Федерации» надобность в остальных законопроектах отпала, однако бюрократическая машина Государственной Думы с повестки обсуждения законопроекты не сняла. Более того, стремясь сделать закон универсальным и распространить его действие на все виды трубопроводного транспорта углеводородов, к работе над Законопроектом подключили ОАО «Транснефть» и ОАО «Транснефтепродукт». Это привело к возникновению постоянных разногласий между основными интересантами ОАО «Газпром» и ОАО «Транснефть», связанных с имеющимися существенными различиями в функционировании нефтяной и газовой отраслях, что также не способствует сокращению сроков принятия Законопроекта.

Принятие федерального закона «О магистральном трубопроводном транспорте» обуславливается необходимостью решения ряда основополагающих вопросов, накопившихся за время функционирования магистральных трубопроводов, а именно:

• определение магистрального трубопровода. Существует несколько подходов к определению понятия «магистральный трубопровод»: «технический», когда к магистральным трубопроводам относят объекты, отвечающие определенным техническим условиям, «организационный» — когда определяющим критерием является централизация организационного взаимодействия различных объектов, «юридический» — когда определяются юридические критерии отнесения объекта к трубопроводному транспорту (в основном касающиеся вопросов собственности на трубопроводные системы, а также воз) и «смешанный» — когда используется сразу несколько разнородных критериев;
• определение собственника магистральных трубопроводов. Необходимо было определиться с возможностью нахождения в частной собственности объектов магистральных трубопроводов;
• определение понятий «транспортировка по магистральному трубопроводу» и «услуга по транспортировке»;
• определение общих принципов установления тарифов на услуги по транспортировке по магистральным трубопроводам;
• определение осуществления  доступа к магистральным трубопроводам;
• определение порядка присоединения к магистральному трубопроводу;
• определение порядка инвестирования в развитие и строительство новых магистральных трубопроводов;
• оперативно-диспетчерское управление магистральными трубопроводами;
• организация банка качества;
• выделение земельных участков под строительство магистральных трубопроводов;
• порядок соблюдения экологической и промышленной безопасности;
• международное сотрудничество при межстрановой транспортировке и т.д.

Появление новых крупных проектов по добыче газа за пределами единой системы газоснабжения особенно остро подняло вопрос собственности на вновь создаваемые системы газоснабжения.

Все вышеуказанные вопросы, так или иначе, решаются в процессе создания, развития и функционирования магистральных трубопроводов. Однако каждое конкретное решение носит уникальный характер и не может рассматриваться в качестве универсального. Кроме того, отсутствие общепонятных подходов к решению каждого из вышеперечисленных вопросов тормозит развитие магистральных трубопроводов, а значит и топливно-энергетической отрасли, являющейся основой экономики РФ.

Поскольку участие в разработке Законопроекта принимает достаточно большое число сторон имеющих по ряду вопросов противоположное мнение, можно ожидать, что, скорее всего, будет принят документ, носящий общий характер и не содержащий в себе конкретных решений имеющихся проблем. Вместо них будут включены отсылочные нормы на соответствующие постановления Правительства РФ.

3.2.2    Совершенствование нормативной базы регулирующей порядок предоставления недискриминационного доступа к магистральным трубопроводам

Накопившиеся проблемы, связанные с доступом, привели к появлению ряда поручений Правительства РФ касающихся необходимости внесения изменений в действующие нормативно правовые документы.

Во исполнение поручений Правительства РФ, в целях устранения имеющихся недостатков в обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортным мощностям и развитию конкуренции в газовой отрасли ФАС России разработала проект постановления Правительства Российской Федерации «Об обеспечении недискриминационного доступа к газотранспортным системам в Российской Федерации» (далее «Проект постановления»).

Проект постановления прошел достаточный длительный период обсуждения, каждый раз претерпевая существенные изменения. Разработанный Проект постановления предполагал достаточно революционные изменения в обеспечении дискриминационного доступа к магистральным газопроводам и основывался на имеющемся передовом мировом опыте. В процессе согласования из Проекта постановления постепенно, шаг за шагом, были исключены наиболее революционные предложения, в частности торговля мощностью (пропускной способностью), прерываемая поставка и т.д. В итоге согласованный Проект постановления оказался эволюционным, а не революционным документом. Он конкретизирует процедуру заключения договора на оказание услуги по транспортировке газа по газотранспортным сетям, устанавливая равенство условий доступа к услуге, равенство условий оказания услуги, а также подсоединения к газотранспортным сетям и стандартов раскрытия информации организацией-собственником системы газоснабжения.

Основная цель Проекта постановления свелась в совершенствовании и повышении эффективности механизма недискриминационного доступа к услугам по транспортировке газа по газотранспортным сетям, к услугам по технологическому присоединению к газотранспортным сетям, а также оказания этих услуг на недискриминационных условиях.

Тем не менее, даже после внесения всех вышеуказанных изменений, имеются значительные сомнения в возможности его принятия Правительством РФ. Это связано с отрицательной позицией ОАО «Газпром» занимаемой по отношению к данному Проекту постановления, а также недостаточной аппаратной силой ФАС России, которая в одиночку (остальные федеральные органы исполнительной власти не являются активными сторонниками Проекта постановления) не сможет провести его через Правительство РФ.

Можно констатировать, что предпринимаемые ФАС России попытки совершенствования механизмов обеспечения доступа независимых организаций к газотранспортным мощностям не приносят и не принесут в ближайшей перспективе ожидаемых результатов. Это вызвано, в том числе, отсутствием определенности с развитием газовой отрасли, а также нежеланием ОАО «Газпром» отказываться от своего доминирующего положения на рынке.

По мнению многих участников газовой отрасли одним из возможных решений проблемы доступа к магистральным газопроводам могло бы быть разработка и утверждение на ежегодной основе обязательного к исполнению Баланса газа по Российской Федерации (далее «Баланс»).

Это связано с тем, что графики транспортировки газа составляются ОАО «Газпром» именно на основе баланса газа. При этом необходимо сделать оговорку. Баланс газа по Российской Федерации в соответствии с пунктом 5 Раздела 3 Правил поставки газа, утвержденных постановлением Правительства РФ от 5 февраля 1998 г. № 162, разрабатывается Минтопэнерго России по согласованию с Минэкономразвития России исходя из ресурсов газа и прогноза потребности российских потребителей в топливно-энергетических ресурсах и носит для поставщиков и покупателей рекомендательный характер. ОАО «Газпром» разрабатывает собственный Баланс газа по России на основании которого и формирует графики транспортировки газа по магистральным трубопроводам.

Анализируя порядок формирования Баланса газа, а также особенности предоставления доступа к газотранспортным мощностям целесообразно вынести разработку и утверждение графиков транспортировки на уровень одного из федеральных органов. Это можно сделать, например, внеся соответствующие изменения и дополнения в Правила поставки газа.

Одним из регуляторных инструментов, который также может быть использован для решения (или смягчения) проблемы доступа к газотранспортным мощностям является предоставление разрешений потребителям на пользование газом.

Разработка Порядка использования газа в качестве топлива предусмотрена Ст. 8 Федерального Закона «О газоснабжении в Российской Федерации» от 31 апреля 1999 г. № 69-ФЗ.

В настоящее время порядок установления топливных режимов определяется постановлениями Правительства Российской Федерации от 29 октября 1992 г. № 832 «О порядке установления вида топлива для предприятий и топливопотребляющих установок» и от 21 января 2002 г. № 29 «О внесении изменений и дополнений в постановление Правительства Российской Федерации от 29 октября 1992 г. № 832». В соответствии с указанными постановлениями топливные режимы устанавливаются в зависимости от объемов потребления различных видов топлива Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации по согласованию с Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации, ОАО «Газпром» и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации на все виды топлива (уголь, торф, сланец, дрова, топочный мазут, дизельное топливо, печное топливо, моторное топливо и другие виды жидкого нефтяного топлива, а также природный газ).

К основным недостатком Порядка можно отнести создание им многоуровневой системы получения разрешения на использование газа, когда потребитель, получив разрешение на его использовании, т.е. подтвердив техническую возможность по поставке газа, а также выполнив все требования по установке оборудования и даже заключив предварительные договора на поставку газа не только с независимыми организациями, но даже с организациями ОАО «Газпром», должен ежегодно получать разрешение на доступ к газотранспортным сетям. Таким образом, получение разрешения на использование газа в качестве топлива является обязательным, но не достаточным условием для потребителя на получение газа. Более того, до 2006 года в разрешениях на использование газа прописывался не только поставщик газа, но и региональная компания, через которую осуществлялась поставка газа, что лишало цепь поставщик — региональная компания — потребитель необходимой гибкости.

В 2005 году в рамках работы по ликвидации избыточных функций органов исполнительной власти ФАС России была инициирована работа по отмене разрешительного порядка использования в качестве топлива таких ресурсов, как уголь, торф, сланец, дрова, топочный мазут, дизельное топливо, печное топливо, моторное топливо и другие виды жидкого нефтяного топлива. В тоже время для обеспечения надежного газоснабжения потребителей в условиях ограниченных свободных ресурсов и пропускной способности Единой системы газоснабжения предполагалось детализировать порядок использования природного газа в качестве топлива с сохранением минимальных надзорных функций органов государственной власти (установление в случае необходимости резервного вида топлива и формирование графиков перевода потребителей на резервные виды топлива в осенне-зимний период).

По мнению участников рынка, внесение в Порядок изменений, касающихся заключения договора на поставку газа потребителю, при выданном разрешении на его использовании, а также гарантирования объемов его поставки (Правилами поставки газа предусматривается, что договор на поставку газа не может быть заключен на объем больший, чем это указано в разрешение на его использование) существенно снизит напряженность проблемы доступа к газотранспортным мощностям.

3.3         Долгосрочный доступ для энергетиков

Реформирование ОАО «РАО «ЕЭС России» привело к необходимости заключения долгосрочных договоров на поставку газа заключаемых между поставщиками газа и генерирующими компаниями. Эта необходимость вызвана требованием обеспечения гарантированных поставок электроэнергии в соответствии с договорами, заключенным между генерирующими компаниями и потребителями электроэнергии.

Долгосрочные контракты являются основной формой международных контрактов на поставку газа, заключаемых ранее между страновыми монополиями. Такие же по форме контракты, инициируют крупные энергетические компании при начале разработки уникальных месторождений природного газа и крупные потребители при начале строительства новых крупных объектов (тепловых станций, химических предприятий и т.д.).

Очевидные преимущества долгосрочных контрактов для поставщика газа заключаются в долгосрочных гарантиях сбыта своей продукции, предсказуемости экономики добычного проекта и возможности привлечения дополнительных средств под залог такого контракта. Покупателей долгосрочные контракты привлекают гарантиями поставок топлива, определенностью цены таких поставок и экономической предсказуемостью бизнеса, который строится на таких поставках.

На заседании Правительства РФ состоявшемся 30 ноября 2006 г. был одобрено предложение Минпромэнерго РФ о том, что с 01 апреля 2007 г. газ на объекты энергетики будет поставляться по долгосрочным договорам по ценам, ориентированным на «выход» на равнодоходность с экспортом к 2011 году. Было согласовано, что объемы поставки газа на объекты энергетики составят (в млрд.куб.м): 162,9 в 2007 г.; 166,9 в 2008 г.; 174,8 в 2009 г.; 186 в 2010 г.

С целью уточнения помесячной разбивки и заключения долгосрочных договоров на транспортировку газа для независимых производителей Правительство РФ поручило:

• Минэкономразвития России с ведомствами до 15 февраля 2007 г. подготовить проекты нормативных актов, в т.ч. долгосрочных договоров поставки и транспортировки газа;
• ФСТ России с ведомствами до 20 декабря 2006 г. разработать формулы цены для долгосрочных договоров поставки и транспортировки газа, основанных на равнодоходности с экспортом (с учетом транспортных расходов и пошлин) и в увязке со стоимостью альтернативных видов топлива. При этом рост цен не должен превышать:

с 01.01.2007г. — 15%

с 01.01.2008г. — 25%

с 01.01.2009г. — 13%

с 01.07.2009г. — 13%

с 01.01.2010г. — 13%

с 01.07.2010г. — 13%

с 01.01.2011г. — выход на равнодоходность с экспортом.

Из принятого Правительством РФ решения не понятно, кто отвечает за гарантированную поставку газа на объекты электроэнергетики. Более того, из упоминания в решении долгосрочных договоров на транспортировку газа для независимых организаций следует, что поставки газа на объекты электроэнергетики должен обеспечивать не только ОАО «Газпром», но и независимые организации.

Для внедрения долгосрочных договоров должны быть решены следующие основные проблемы:

• определена цена или формулы цены;
• решен вопрос гарантированного долгосрочного доступа;
• определен порядок применения долгосрочных договоров и цен;
• разработан и принят набор нормативных актов, формализующий внедрение долгосрочных договоров.

Необходимо оговориться, что внедрение практики заключения долгосрочных договоров на поставку газа в электроэнергетику достаточно быстро приведет к ее распространению на другие отрасли. Именно по этой причине имеет смысл рассматривать проблему заключения долгосрочных договоров гораздо шире, выходя за рамки взаимодействия электроэнергетики с газодобывающими компаниями.

3.3.1.  Определение цены или формулы цены для долгосрочных договоров

Определение цены требует обязательного определения точки совершения сделки, то есть точки перехода прав собственности на газ. Это необходимо для адекватного сравнения цены долгосрочного контракта с экспортными ценами на газ, а также ценами на иные энергоносители. Эта точка может располагаться: на входе в газотранспортную систему, на границе Российской Федерации, или, например, в некоторых «балансовых точках», в которых осуществляется торговля газом в соответствии с постановлением Правительства РФ от 2 сентября 2006 г. № 534 «О проведении эксперимента по реализации газа на электронной торговой площадке».

Кроме того, цена на газ не должна быть подвержена влиянию ни одной из сторон договора, а ее формирование должно носить рыночный характер.

Учитывая высказанные ограничения на формирование цены, для каждой из выбранных точек цена может определяться:

• обратным счетом от складывающихся цен на газ на экспортных рынках. Цена по долгосрочному контракту будет равна цене газа, сложившейся на экспортных рынках за минусом затрат на уплату таможенных пошлин, затрат на транспорт от экспортных рынков до точки совершения сделки, комиссии компании, владеющей исключительной лицензией на экспорт газа, а также иных платежей (например, сборов при осуществлении аукционной продажи газа). Правда при таком определении цены возникнет вопрос определения ценового индикатора, поскольку цена на газ в различных странах различается и более того, цена на газ по долгосрочным контрактам отличается от цены на газ, продаваемой на спотовом рынке. Кроме того, от выбора страны, также зависит стоимость транспортировки до границы с Российской Федерацией;
• методом сопоставления с ценами на газ, импортируемый в Россию с учетом особенностей транспортировки и потребления этого газа;
• методом сопоставления с ценами на энергоносители, которыми газ может быть заменен при условии прозрачного ценообразования на них, а также учете особенностей использования газа.

Надо отметить, что все три приведенных способа ставят определение цены на газ в зависимость от цен сформировавшихся за пределами РФ. Такое положение вещей может служить предметом критики, поскольку такое ценообразование переносит в российскую экономику инфляционные ожидания, плата за гарантированность поставки, ожидания по росту цен на энергоносители и т.д., присутствующие в зарубежных странах.

При расчете цен необходимо учитывать, что в стоимость услуг по транспортировке газа независимых организаций за пределы таможенной территории Российской Федерации составляет 0,97$/1000 м3 на 100 км и устанавливается ФСТ России.

Более подробно о проблемах экспорта газа можно прочитать в Разделе 1.3 настоящего Отчета.

ОАО «Газпром» предлагает определять цены на газ, реализуемый на внутреннем рынке следующим образом:

Цена равнодоходная с экспортом (net-back):

Pрд = Pо * R * K

Pо = (1 — D) * (Pэ * (1 — TAX) — Tз — Tр)

где:

R — курс рубля к доллару;

K — некий коэффициент поясной дифференциации цены в РФ;

D — коэффициент приближения цены к равнодоходной, он равен 0 при полностью равнодоходной цене;

Pэ — некая усредненная цена экспорта газа;

TAX — процентная ставка экспортной таможенной пошлины;

Tз — транспортные расходы за пределами РФ;

Tр — транспортные расходы по РФ.

Цена «межтопливной конкуренции»

Pмк = Pо * (0,5 * (Gt / Go) + 0,5 * (Mt / Mo)) * R * K

где:

G и M — цены на газойль и мазут в Европе по Platt’s Oilgram Report  (European Monthly);

t — средняя за предшествующие 9 месяцев;

o — средняя с января по декабрь предыдущего года.

Периодичность пересмотра цены определенной методом «межтопливной конкуренции» — квартал.

При этом нерешенными остаются вопросы:

• определения затрат на транспортировку газа. Не очень понятно, как определять расстояния транспортировки, а также размер тарифа на транспортировку, которую платит ОАО «Газпром» при поставках газа на экспорт;
• определение точек в которых рассчитывается цена на газ, чтобы потом от них рассчитать цену газа по России. «РАО ЕЭС России», например, предложило досчитывать цену «net-back» до некоторой «усредненной точки добычи», а далее до любой точки России считать по внутрироссийскому транспортному тарифу.

В мировой практике в случае использования метода альтернативных затрат используется следующая формула цены газа:

где,

Pmzl   цена на газ на границе;

?          инфляционная составляющая;

a          удельный вес нефти на рынке энергоносителей, замещаемый газом;

c0        коэффициент перевода $/баррель нефти к $/млрд. куб. м.;

P0        цена на нефть $/баррель;

b          удельный вес угля на рынке энергии, замещаемый газом;

cc        коэффициент перевода $/тонну угля к $/млрд. куб. м.;

Pc        цена угля $/тонну;

Сложившиеся условия на рынке энергоресурсов учитываются путем оценки долей нефти и угля, замещаемые природным газом, соотнесенные с ценами на нефть и уголь и скорректированных коэффициентом ?.

Постоянная часть (?) корректируется с учетом инфляции по отдельной формуле:

где,

?0        ? базового года;

CPIn    индекс потребительских цен n-го года;

CPI0    индекс потребительских цен базового года;

Inf       инфляция;

n          год

Справка по CPI:

CPI часто рассматривается как основной индикатор уровня инфляции. При этом он имеет ряд недостатков. По смыслу это мера потребительских цен на корзины базовых товаров и услуг, нормированная на уровень 1993 — 1995 г; значение индекса в этот период принято за 100. Значение индекса в 171,8 означает, что цена на корзину в текущем месяце на 71,8% выше, чем в базовый период.

3.3.2.       Определение порядка применения долгосрочных договоров и цен

Долгосрочные договоры поставки обладают более мощным регулятивным потенциалом, чем разовые сделки. Это более мощный инструмент с более широким спектром регулятивных возможностей, чем разовые и краткосрочные договоры.

В долгосрочных договорах могут предусматриваться обязанности долговременного характера, требующих инвестиций и т. д.

В долгосрочном договоре юридически решаются задачи долгосрочного характера, что абсолютно невозможно при краткосрочных отношениях.

Отличия краткосрочных и долгосрочных договоров вовсе не в сроке, а в том, что долгосрочный договор позволяет предусматривать обязанности, которые в краткосрочном договоре выполнить невозможно.

Заключение долгосрочных договор на поставку газа упирается в заключение между независимыми организациями и ОАО «Газпром» соответствующих долгосрочных договоров на транспортировку. Известны случаи, когда независимые организации заключают долгосрочные договора на поставку газа, однако, в этих договорах одним из основных условий является ежегодное подтверждение со стороны ОАО «Газпром» возможностей по транспортировке газа.

Кроме этого, существенными условиями долгосрочных договоров являются:

• условие долгосрочности действия договора;
• определение цены или формулы цены на газ;
• определение объемов поставки газа, устанавливаемые на весь период действия договора, с детализацией помесячного графика поставки на ближайший год;
• условия досрочного расторжения договора;
• учет качества газа, а также порядок пересчета цены на газ в связи с изменением тарифов на его транспортировку;
• обязательства сторон за неисполнение условий по договору.

Реализация указанных предложений потребует внесения изменений в:

• Федеральный закон от 31.03.1999 г. № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» в части закрепления приоритетности заключения договоров на поставку газа;
• Постановление Правительства РФ от 14.07.1997 г. № 858 «Об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» и в Постановление Правительства РФ от 24.11.1998 г. № 1370 «Об утверждении положения об обеспечении доступа организаций к местным распределительным сетям» в части закрепления приоритетности по предоставлению доступа при наличии согласованного сторонами долгосрочного договора поставки газа. Кроме того, помимо вопросов доступа должны быть решены вопросы балансировки и технического присоединения к газотранспортным мощностям;
• Постановление Правительства РФ от 05.02.1998 г. № 162 «Об утверждении Правил поставки газа в Российской Федерации» в части правил заключения долгосрочных договоров между потребителями, независимыми организациями и владельцами газотранспортной инфраструктуры по вопросам обеспечения выполнения долгосрочных договоров поставки газа независимыми организациями. Кроме того, для таких договоров должны быть предусмотрены механизмы балансировки поставок газа в месячном, еженедельно и суточном разрезах, а также прописаны механизмы учета.

Стандартный долгосрочный договор на поставку газа обычно включает в себя:

• наименование контракта;
• вступительную часть. В ней описываются стороны заключившие контракт, т.е. «покупатель» и «продавец»;
• определения. Определения обычно размещаются в первой статье контракта. В контракте, как правило, определяются только те термины, которые: носят технический характер; используются в значении, отличающемся от общепринятого; непонятны, двусмысленны или требуют дополнительного пояснения.
• цели и процедуры. В данном разделе обычно описываются цели заключения настоящего контракта, а также прописываются процедуры организации общения между сторонами в ходе исполнения контракта;
• продолжительность и период действия. Контракт может начать действие непосредственно после его подписания. Однако возможно обусловить начало поставок предварительным (за один месяц) уведомлением, со стороны Поставщика или Покупателя;
• обязательства;
• транспортировку, диспетчеризацию и балансировку;
• порядок измерения газа и его качество;
• последствия невозможности поставки;
• выставление счетов и оплата;
• финансовая ответственность;
• дефолт;
• досрочное прекращение/расторжение контракта;
• форс-мажор;
• порядок уплаты налогов;
• гарантии и возмещения от потерь;
• замечания;
• прочие положения.

Существующие на европейском рынке долгосрочные контракты содержат ряд существенных условий:

Технические условия

Как и в большинстве газовых контрактов обязательным условием долгосрочного контракта является указание точки поставки. Обычно в качестве таковой выступает ГРС или компрессорная станция недалеко от межгосударственной границы.

Кроме того, в долгосрочном контракте обычно содержится абсолютное обязательство поставить природный газ. В последнее время объемы поставки на европейском рынке измеряются в энергетических единицах. Все «старые» контракты ОАО «Газпром» содержат указание объема поставок в млрд. куб. м.

Независимо от единицы измерения долгосрочный контракт обязательно содержит спецификации физического состава газа и методы его определения/измерения, используемые сторонами.

Объем поставки

Базисом для определения объемов поставки принято считать суточный объем (Daily Contract Quantity — DCQ). Максимальный суточный объем (Maximum Daily Quantity — MDQ), доступный потребителю для отбора определятся в контракте или непосредственно в абсолютных величинах или в процентах от суточного объема

«Свингом» (Swing) называется величина равная отношению пикового значения поставок к среднему за контрактный период. Величина обратная свингу называется «фактор нагрузки» (Load Factor).

Исходя из этих величин определяется ограничение на общий объем газа поставляемого в течение года (Annual Contract Quantity — ACQ).

Балансировка поставок по заявкам

Заявки на поставку обычно подаются «на день вперед». Потребитель имеет возможность получить и более заявленного количества газа, но уже по более высокой цене.

Условие «take-or-pay»

Суть требования заключается в обязательстве оплаты всего или части законтрактованного газа, независимо от объемов его реального потребления. В случае если Покупатель отбирает газа меньше оговоренного уровня take-or-pay, то его плата рассматривается как плата за балансировку.

Уровень take-or-pay может снижаться в процессе исполнения контракта по причине недопоставки газа, форс-мажора Потребителя, реализации механизма Carry Forward (см. далее), нарушения спецификаций поставляемого газа и по желанию Продавца.

Стандартный уровень take-or-pay для экспортных контрактов ОАО «Газпром» не известен.

Механизмы обеспечения гибкости.

Make Up — механизм, по которому в случае оплаты покупателем суммы take-or-pay, он получает право на отбор части невыбранного количества газа (make up gas) в будущем контрактном периоде (году). Часто он устанавливается в размере 100% от суммы take-or-pay, но с различными дополнительными ограничениями.

Carry Forward — механизм, в некотором смысле обратный make-up, по которому в случае, если покупатель отбирает больше газа, чем take-or-pay, то образовавшийся «излишек» он может использовать для компенсации обязательства take-or-pay будущего (не обязательно следующего) контрактного периода. Обычно carry-forward считается в долях (напр. ?) от take-or-pay, ограничивая верхний лимит механизма на отбор (это не МDQ).

В целом гибкость контракта обеспечивается возможностью отбора суточного объема в границах от нуля до предусмотренного дневного максимума (MDQ + газ превышения) и годового объема от нуля до предусмотренного годового максимума (ACQ). Но минимальный уровень оплаты при этом определяется уровнем take-or-pay умноженным на предусмотренный дневной уровень отбора и на количество дней в периоде.

Систематизация недопоставок

Стороны долгосрочных контрактов большое внимание уделяют причинам недопоставки и тщательно дифференцируют ответственность и последствия таких случаев.

Намеренная недопоставка (доказана поставка законтрактованных объемов газа другому лицу) часто приводит к снижению уровня take-or-pay, покрытию Поставщиком всех (включая косвенных) потерь потребителя и предоставлению покупателю возможности прекратить контракт.

Непреднамеренная недопоставка (из-за аварии или иных проблем) вызовет уменьшение уровня take-or-pay и возможно снижению цены на последующие поставки.

Форс-мажор (природные катаклизмы, правительственные решения и забастовки) приведет лишь к снижению уровня take-or-pay.

3.4         Совершенствование действующей системы определения свободной мощности

Как уже говорилось в Разделе 3 настоящего Отчета, основной проблемой при осуществлении доступа к трубопроводным мощностям является нахождение баланса между гибкостью предоставляемых услуг и определением размера свободных мощностей, которые пользователь может законтрактовать на долгосрочной основе.

В начале либерализации большинство европейских стран использовали систему определения свободной мощности «от точки к точке» для контрактования на долгосрочной основе. Это был, по-видимому, естественный выбор, поскольку такие контракты являются аналогом долгосрочных контрактов, которые доминировали в промышленности в долиберализационный период. Впоследствии системы определения свободной мощности в странах Европы претерпели существенные изменения.

Существует множество способов добавить гибкости в контракты с определением свободной мощности по системе «от точки к точке». Первый подход предлагает компании, пользующейся услугой по транспортировке от точки входа к точке выхода, получить право выбирать из нескольких точек входа и/или выхода. Как правило, предоставление такой возможности оказывается более выгодным для пользователя услуги, чем использование прерываемых договоров на транспортировку газа.

Вторым примером того, как гибкость может быть добавлена в систему «от точки к точке» является применение практики «сегментирования», при которой пользователь услуг по транспортировке может раздробить контрактный путь транспортировки на составляющие его сегменты или из различных сегментов собрать требуемый ему путь. Этот подход реализовывался компанией «Gastransport Services» в Нидерландах. Компания «Gastransport Services» разбила систему газопроводов высокого давления («HTL») на ряд «секций» и «узлов» и позволила пользователям услуг по транспортировке контрактовать пропускную способность по каждой из секций, которые впоследствии можно было объединить. Потребителям услуг по транспортировке дали возможность контрактовать пропускную способность по каждой конкретной секции, которую они рассматривали в качестве наиболее удобной для развития их собственной торговли. Они могли, например, в начале законтрактовать только несколько секций HTL, связанных с их точками входа и добавлять новые секции после первого узла в дальнейшем. Потребители услуг по транспортировке в Нидерландах также могли разбить законтрактованные услуги на составляющие. Компания «Gastransport» давала возможность потребителю услуги законтрактовать пропускную способность на сегментах 1 -> 2, 2 -> 3 и 3 -> 4, и затем продать часть этой пропускной способности на сегменте 2 -> 3 другому потребителю услуги. Трубопроводы в США также предполагают обеспечивать дополнительную гибкость в контрактах от точки к точке, позволяя аналогичную форму «сегментирования» при которой собственник пропускной способности от точки А до точки В имеет право конвертировать ее в пропускную способность от точки А до расположенной между точками А и В точки М и от точки М до точки В. Этот альтернативный подход сохраняет все имеющиеся преимущества пропускной способности от точки к точке, добавляя дополнительную гибкость для пользователя услуги.

3.5         Инвестиционный доступ (строительство новых или расширение имеющихся мощностей по транспорту газа)

Все вышеприведенные методы совершенствования доступа к магистральным трубопроводным мощностям можно применять при наличии достаточной физической мощности по транспортировке газа. В случае отсутствия физических мощностей по транспортировке никакие способы определения свободных мощностей не помогут прокачать газа больше, чем это физически возможно.

Рассмотрим теперь существующие подходы к строительству новых или расширению уже действующих мощностей.

Строительство трубопроводных мощностей может проводиться либо собственником уже имеющейся магистральной системы, либо сторонней организацией. Однако во втором случае возникает необходимость урегулирования вопроса подсоединения вновь построенных мощностей к существующей системе магистральных трубопроводов, а также их дальнейшей диспетчеризации.

Право собственности на создаваемые объекты магистрального трубопровода может быть передано собственнику магистрального трубопровода. Это может быть сделано как по договору лизинга, так и по договору о создании таких объектов. Существенным условием таких договоров должно являться предоставление собственником магистрального трубопровода инвестору на долгосрочной основе преимущественного права доступа к созданным этим инвестором мощностям для транспортировки газа по согласованному тарифу на срок окупаемости инвестиций.

Для рассмотрения вопроса строительства новых объектов магистрального транспорта в которых заинтересованы независимые организации, ОАО «Газпром» создало совместно с представителями независимых организаций рабочую группу. По итогам работы группы конце декабря 2006 года Правление ОАО «Газпром» утвердило Концепцию и Регламент участия независимых производителей газа в расширении, реконструкции и модернизации газотранспортной системы компании.

По мнению ОАО «Газпром» для участия независимых организаций в расширении и реконструкции мощностей по транспортировке газа необходимо было создать финансово-юридический механизм, позволяющий обеспечить привлечение средств независимых организаций, а также разработать и принять порядок и условия взаимодействия независимых организаций и ОАО «Газпром».

При транспортировке газа независимых организаций единственным источником возврата инвестиций в строительство, реконструкцию и модернизацию газотранспортной системы является плата за оказание услуги по транспортировке газа по магистральным трубопроводам, устанавливаемая Федеральной службой по тарифам.

23 августа 2005 года Приказом по ФСТ № 388-э/1 утверждена Методика расчета тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам, предусматривающая возможность установления тарифов по вновь введенным в эксплуатацию газопроводам, позволяющим окупить инвестиционный проект в установленные сроки.

Концепция участия НПГ в расширении, реконструкции и модернизации ГТС ОАО «Газпром» предусматривает:

• реализацию инвестиционного проекта без привлечения независимой организации за счет собственных средств ОАО «Газпром»;
• предоставление независимой организацей ОАО «Газпром» заемных средств для развития ГТС (финансово-юридическая схема «Заем»).

Предоставление независимой организацией ОАО «Газпром» заемных средств оформляется Договором займа и Договором на организацию транспортировки газа на условиях «транспортируй или плати». Возврат инвестиций осуществляется за счет оплаты независимой организацией транспортировки газа по тарифам, установленным с учетом необходимости возврата инвестиций и погашения займа.

Предлагаемая ОАО «Газпром» схема привлечения инвестиций в развитие и строительство новых объектов магистрального транспорта несовершенна и скорее всего не найдет практического применения.

В частности она не дает ответа на следующие основные вопросы:

• как в условиях существующей системы доступа к магистральным трубопроводам будут определяться «узкие» места в газотранспортной системе;
• как будет организовано инвестирование в расширение газотранспортных мощностей при наличии не одной, а нескольких организаций, заинтересованных в транспортировке газа по выбранным отрезкам магистральных газопроводов;
• сможет ли организация, заключающая с ОАО «Газпром» договор на транспортировку «транспортируй или плати» продать часть своих неиспользуемых мощностей по транспортировке третьей организации;
• каковы будут сроки инвестирования, а также ставки по кредитному договору и т.д.

4.   Выработка предложений по стимулированию развития малых месторождений газа

4.1         Налоговые преференции

1 января 2007 года вступил в силу Федеральный закон от 27.07.06 г. № 151-ФЗ «О внесении изменений в Главу 26 второй части Налогового Кодекса Российской Федерации и признании утратившими силу отдельных положений законодательных актов Российской Федерации», который всеми экспертами рассматривается как первый шаг в направлении внедрения дифференциации в налоговое законодательство.

В частности, положения Закона предполагают предоставления льготы по налогу на добычу полезных ископаемых на участках недр, расположенных в Восточной Сибири, до достижения на них накопленного объема добычи нефти 25 млн. тонн и при условии, что срок разработки запасов участка недр не превышает 10 лет или равен 10 годам, начиная с момента выдачи лицензии на разработку.

При принятии законодательной нормы шел спор о выборе критерия по которому можно было бы предоставлять льготу для конкретного участка недр. С одной стороны, этот критерий должен был быть достаточно легко администрируемым. С другой стороны, он должен был адекватно характеризовать экономические процессы, происходящие на конкретном участке недр.

В качестве такого критерия был выбран накопленный объем добычи, причем основные споры шли относительно того, ограничивать ли его в абсолютных или относительных (в процентах от общего размера запасов) показателях.

Установления предельного значения критерия в относительных единицах (например, 20% от размера запасов) позволяло учитывать размеры запасов месторождения, а значит и более точно определять экономику добычи полезных ископаемых на нем, но при этом существенно усложняло расчет и сбор самого налога. При этом учитывалось и то, что в процессе разработки месторождения размер запасов может претерпевать изменения, как в сторону увеличения, так и в сторону уменьшения. Установление предельного значения критерия в абсолютных единицах позволял снять проблему администрируемости, т.е. расчета и сбора суммы налога, однако при этом встал вопрос определения этого размера. Размер критерия напрямую зависит от того, на какие месторождения будет подстроена система налогообложения. Если его сделать небольшим, то льготу получат только небольшие месторождения, а льгота для крупных месторождений буден незначительна. Если же размер критерия сделать значительным, то под льготирование попадут все месторождения, причем льготирование мелких и средних месторождений может быть настолько значительным, что оно распространится практически на весь срок функционирования такого месторождения.

Исходя из того, что основной целью льготирования по НДПИ было желание стимулировать развитие новых нефтедобывающих регионов, законодатель решил установить абсолютные значения критерия, при этом ориентируясь на разработку крупных месторождений (накопленной добычи 25 млн. тонн нефти за 10 лет можно достичь только на крупных месторождениях).

Кроме того, в настоящее время рассматривается вопрос распространения льготирования по нефти для малых месторождений на всю территорию Российской Федерации.

Проецируя имеющийся опыт дифференциации НДПИ для нефтяной промышленности можно говорить о том, что наиболее вероятными направлениями работ по дифференциации НДПИ в газовой отрасли являются:

• льготирование разработки новых месторождений на вновь осваиваемых территориях (Восточная Сибирь, Дальний Восток, шельф Российской Федерации);
• льготирование разработки малых месторождений, расположенных на уже разрабатываемых территориях с целью повышения эффективности извлечения углеводородного сырья и использования недр. Кроме того, использование малых месторождений позволит частично восполнить падающую добычу действующих крупных месторождений, а также более эффективно использовать мощности газотранспортной системы.

4.2         Покупка газа на скважине по заранее определенной цене

Покупка газа на скважине по регулируемой цене серьезно изменяет существующую модель функционирования газовой отрасли и требует ее корректировки. По сути это переход к Модели Единого закупщика (Закупочного агентства), которое мы рассматривали в Разделе 1 настоящего Отчета.

Ситуацию с государственным регулированием цен можно охарактеризовать следующей схемой:

		Объем
		Регулируется	Не регулируется
Цена	Регулируется	Жесткое государственное регулирование
	Не регулируется	Обязательные поставки для государственных нужд	Развитые рыночные отношения

При этом ситуацию, в которой вводится государственное регулирование цен без конкретизации объемов, на которые они распространяются, можно рассматривать как отсутствие государственного регулирования (что сейчас и происходит в газовой отрасли).

Таким образом, при определении минимальной закупочной цены государство должно одновременно определить и объем на который данная цена распространяется. В противном случае система будет работать не эффективно (если будет работать вообще).

Основными недостатками, возникающими при реализации обязательной закупки газа у независимых организаций по регулируемой цене являются:

• необходимость разработки и принятия поправок к ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации», а также в соответствующие подзаконные акты, фактически определяющие понятие «легальной» монополии в газовой отрасли (поскольку естественной она уже никак не сможет быть);
• отказ Правительства РФ от идеи создания конкуренции в газовой промышленности;
• укрепление монопольного положение ОАО «Газпром» на внутреннем рынке;
• сохранение и усиление существующей системы лимитирования поставок газа для потребителей. Отследить количество газа, реализуемого монополистом посредством серых схем будет невозможно, а значит независимые организации фактически будут недополучать выручку от реализации газа;
• усугубление проблемы установления регулируемой государством цены на газ на внутреннем рынке. Существующая на сегодняшний день система регулирования цен не основывается на экономике осуществления поставок на внутренний рынок. Установление усредненной цены только усугубит проблему экономической эффективности деятельности монополии;
• отсутствие решения вопроса определения цены для независимых организаций при появлении экспорт газа в различных направлениях (Восточные направления).
• сохранение проблемы определения стоимости транспортировки газа, как на внутренний рынок, так и для экспорта;
• неопределенность удовлетворения внутреннего спроса на газ. Предлагаемый к реализации сценарий может развиваться по двум основным направлениям. Первый. ОАО «Газпром», как и независимые организации, продолжает активно заниматься добычей газа, что приводит к необходимости расширения газотранспортных мощностей для обеспечения транспортировки (считаем, что обязательность закупки газа у независимых организаций со стороны ОАО «Газпром» действует и проблем с подключением новых месторождений к газотранспортной системе не возникает). Учитывая, что стоимость транспортировки газа напрямую влияет на цену газа по которой ОАО «Газпром» закупает газ у независимых организаций, существует опасность неконтролируемого «раздутия» затрат на транспортировку и строительство новых объектов. Второй. ОАО «Газпром» осуществляет добычу газа только в той мере, чтобы совместно с независимыми организациями оптимально загрузить имеющиеся мощности по транспортировке. Такой подход не решает проблемы недостатка газа на внутреннем рынке;
• отказ независимых организаций от возможности реализации газа непосредственно потребителям и получения дополнительного дохода.

К преимуществам реализации обязательной закупки газа у независимых организаций по регулируемой цене можно отнести:

• решение проблемы доступа независимых организаций к газотранспортной системе;
• появление долгосрочных, прозрачных правил игры для независимых организаций в газовой отрасли;
• минимизация рисков независимых организаций учитываемых при принятии решений об инвестировании в разработку новых месторождений.

5.   Подготовка вариантов стратегий поведения Заказчика по повышению эффективности предоставления доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром», а также по стимулированию развития малых

Рассматривая существующие направления совершенствования системы предоставления доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» можно отметить, что она четко разделяется на два основных направления:

• совершенствование существующей системы предоставления доступа, в рамках достаточных физических мощностей для транспортировки газа;
• создание новых и расширение уже действующих физических мощностей по транспортировке газа.

Эти направления существенно различаются между собой, а значит и подходы, которые применяются при этом существенно различаются между собой.

К первому направлению совершенствования доступа можно отнести

• корректировка действующего законодательства или нормативно-правовой базы, регулирующей доступ к услугам газотранспортных организаций;
• изменение стороны в договоре о транспортировке газа (долгосрочный доступ для энергетиков);
• изменение действующей системы определения свободных мощностей;
• изменение Модели функционирования газовой отрасли.

Ко второму же направлению относится устранение технических (физических) ограничений препятствующих доступу к газотранспортной системе (инвестиционный доступ).

В Разделах 3 и 4 настоящего Отчета описаны основные направления решения проблемы доступа и развития малых месторождений в сложившейся ситуации.

Надо отметить, что ни один из предлагаемых инструментов не является универсальным и, по оценкам различных экспертов, не может быть реализован в полной мере, т.е. в той мере, которая бы устраивала независимые организации.

Именно по этой причине независимым организациям целесообразно участвовать и прилагать усилия во всех направлениях указанных выше. Последовательное отстаивание своих интересов если не переломит сложившуюся ситуацию, то, по крайней мере, не даст возможности измениться ей в худшую сторону.

Основной сложностью решения проблемы доступа является отсутствие единой согласованной позиции у независимых организаций и потребителей газа. Их разрозненные действия зачастую наносят больше вреда, чем пользы. Такое положение только усугубляется отсутствием у министерств и ведомств собственной позиции относительно решения вопроса доступа.

Не стоит рассматривать проблему доступа в отрыве от проблемы совершенствования отношений и развития газовой промышленности в целом. Более того, развитие газовой отрасли должно быть тесно увязано с проводимой государством политикой недропользования, в частности места в ней рационального использования недр, а также разработке малых месторождений.

Наиболее перспективным на сегодняшний день является направление развития доступа в рамках заключения долгосрочных договоров для энергетиков. Проработка данного вопроса поручена Минэкономразвития России.

Приложение 1

 

Юридические схемы осуществления экспорта газа

1.              Экспорт природного газа по Договору поставки

Собственник природного газа самостоятельно осуществляет поиск покупателя за пределами таможенной территории Российской Федерации и заключает с ним договор поставки газа за свой счет и от своего лица. Экспорт, а точнее операции по таможенному оформлению экспорта природного газа, осуществляется компанией, владеющей исключительной лицензией на экспорт природного газа за комиссионное вознаграждение.

 

Замечания:

Схема подразумевает предоставление максимальной самостоятельности собственнику газа, однако, при этом требует государственного регулирования в части предотвращения конкуренции между российскими производителями газа (конкуренция «газ — газ») на экспортных рынках, например, посредством установления минимальной цены экспортных сделок. Потребуется утвердить схему контрактации объемов, поставляемых на экспорт. Кроме того, государственного регулирования требует и установление (ограничение) верхнего размера комиссионного вознаграждения (его возможные виды описаны в п. 5), уплачиваемого собственником газа при оформлении экспорта. Обязанность по регулированию данных вопросов должна быть возложена на государство (межведомственную комиссию, соответствующий федеральный орган исполнительной власти). Реализация данной схемы потребует разработки и внедрения:

• системы доступа к газотранспортным мощностям для поставки газа на экспорт, принципиально отличающейся от действующей в настоящее время системы доступа для поставок на внутренний рынок;
• системы отслеживания целевого использования газа, необходимость создания которой, вызвана существенной разницей в ценах на газ, складывающихся на внутреннем и внешних рынках.

2.              Экспорт природного газа по Договору поручения

Компания (поверенный), владеющая исключительной лицензией на экспорт природного газа, по поручению собственника газа (доверитель) за вознаграждение осуществляет поиск покупателя за пределами таможенной территории Российской Федерации и заключает с ним договор поставки от имени и за счет доверителя. При этом права и обязанности по сделке, совершенной поверенным, возникают непосредственно у доверителя.

 

Замечания:

Схема подразумевает предоставление достаточной самостоятельности собственнику газа, выражающаяся в установлении прямых отношений с потребителями за пределами таможенной территории Российской Федерации. При этом государственного регулирования в части предотвращения конкуренции между российскими производителями газа (конкуренция «газ — газ») на экспортных рынках не требуется, поскольку все сделки осуществляются через единую компанию («единый экспортный канал»). Потребуется утвердить схему контрактации объемов, поставляемых на экспорт, а также верхний размер вознаграждения поверенного, уплачиваемого доверителем при заключении договора (его возможные виды описаны в п. 5). Обязанность по регулированию данных вопросов должна быть возложена на государство (межведомственную комиссию, соответствующий федеральный орган исполнительной власти). Реализация данной схемы потребует разработки и внедрения:

• системы доступа к газотранспортным мощностям для поставки газа на экспорт, отличной от действующей в настоящее время системы доступа для поставок на внутренний рынок;
• системы отслеживания целевого использования газа необходимость создания которой, вызвана существенной разницей в ценах на газ, складывающихся на внутреннем и внешних рынках.

3.              Экспорт природного газа по Договору комиссии (агентскому договору)

К договору комиссии очень близок агентский договор, поэтому мы ограничимся рассмотрением только договора комиссии. Компания (комиссионер), владеющая исключительной лицензией на экспорт природного газа, по поручению собственника газа (комитента) за вознаграждение осуществляет сделку по поставке газа за пределы таможенной территории Российской Федерации от своего имени, но за счет комитента. При этом права и обязанности по сделке, совершенной комиссионером, приобретает комиссионер.

 

Замечания:

Самостоятельность собственника газа в данной схеме сильно ограничена. При этом государственного регулирования в части предотвращения конкуренции между российскими производителями газа (конкуренция «газ — газ») на экспортных рынках не требуется, поскольку все сделки осуществляются через единую компанию («единый экспортный канал»). Потребуется утвердить схему контрактации объемов, поставляемых на экспорт, а также верхний размер комиссионного вознаграждения (его возможные виды описаны в п. 5). Обязанность по регулированию данных вопросов должна быть возложена на государство (межведомственную комиссию, соответствующий федеральный орган исполнительной власти). Реализация данной схемы потребует разработки и внедрения стандартизированной формы Договора Комиссии при поставке газа на экспорт.

4.              Покупка природного газа компанией, владеющей исключительной лицензией на экспорт, для последующей поставки его на экспорт

Компания, владеющая исключительной лицензией на экспорт природного газа, приобретает природный газ на внутреннем рынке и самостоятельно осуществляет его дальнейшую поставку на экспорт.

Замечания:

Для реализации схемы потребуется утвердить схему контрактации объемов, поставляемых на экспорт, а также порядок определения цены, по которой этот газ приобретается у собственников (см. п. 4). Обязанность по регулированию данных вопросов должна быть возложена на государство (межведомственную комиссию, соответствующий федеральный орган исполнительной власти).

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Салли Хант и Грэм Шаттлуорт n/e/r/a National Economic Research Associates «Конкуренция и выбор в электроэнергетике»
2. TechinvestLab.com «Модель единого закупщика в тепловых сетях»
3. MEMORANDUM «The organization of sales of Norvegian natural gas», base on a Michelet & de Bescher write-up (May 2001)
4. Havard J. Hanto «GFU — A short description of how the system worked in its last years»

---

[1] Независимые производители газа, а также компании занимающиеся перепродажей газа экспортируют до 9 млрд. куб. м.  в год по системе магистральных трубопроводов ОАО «Газпром» в основном в страны ближнего зарубежья и Прибалтики.