Введение

Начиная с 1980-х годов, многие западные страны провели серьезные рыночные преобразования своих газовых отраслей. Эти реформы были предприняты с целью повышения эффективности функционирования рынков газа, стимулирования конкуренции, снижения издержек потребителей на газоснабжение. Странами, наиболее далеко продвинувшимися в сфере реформирования газовой отрасли, являются США, Канада и Великобритания. Также на рыночных принципах функционируют газовые отрасли Аргентины, Австралии и Новой Зеландии. С конца 1990-х годов к проведению рыночных преобразований газовой сферы приступили страны Европейского Союза.

Опыт стран, осуществивших или осуществляющих реформирование своих газовых рынков, показывает, что ключевым элементом проведения рыночных преобразований и формирования конкурентного рынка газа является создание эффективной системы обеспечения доступа третьих сторон к услугам по транспортировке газа. При этом само понятие «доступ третьих сторон» трактуется достаточно широко, включая в себя, с одной стороны, возможность получения недискриминационных прав на использование систем трубопроводной транспортировки газа, а также объектов, предназначенных для хранения газа, а с другой стороны, предполагает создание соответствующей системы регулирования, состоящей из таких элементов как независимый регулятор, публичные правила и условия предоставления доступа, регулирование тарифов на транспортировку и хранение газа, разделение естественно-монопольных и потенциально-конкурентных видов деятельности, механизмы балансировки поставок газа и обеспечения необходимой гибкости газоснабжения потребителей.

Кроме того, вопросы доступа к газотранспортным сетям непосредственно связаны с другими вопросами функционирования и развития рынка газа. Механизмы обеспечения доступа должны быть согласованы с условиями контрактов на поставку газа, режимами работы спотового и фьючерсного рынков, особенностями межстрановой торговли газом. Большое значение также имеют способы привлечения и гарантирования инвестиций, обеспечивающих расширение имеющихся и строительство новых мощностей по транспортировке и хранению газа.

В конечном итоге, в большинстве стран, выбравших рыночную модель развития газовой отрасли, доступ к газотранспортным сетям рассматривается не как самоцель, а как способ организации рынка газа, ключевое условие, обеспечивающее внедрение рыночных (конкурентных) отношений в сферу газовой отрасли.

Основными принципами формирования новой системы обеспечения доступа третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре являются:

— недискриминационные условия доступа к услугам по транспортировке газа для всех участников газового рынка (потребителей, производителей, поставщиков, транспортировщиков);

— отделение монопольных видов деятельности (транспортировка и хранение газа) от потенциально-конкурентных (добыча и реализация газа);

— создание условий для формирования вторичного рынка газотранспортных мощностей и мощностей по хранению газа (на основе организации системы торговли резервируемыми мощностями);

— повышение степени прозрачности функционирования рынка газа путем внедрения обязательных стандартов раскрытия (опубликования) информации, в том числе информации об использовании газотранспортной инфраструктуры (объемы спроса и предложения, распределение и использование свободных мощностей, цены и тарифы, базовые условия сделок).

Практическая реализация данных принципов благоприятствует увеличению торговли газом, расширению спектра предоставляемых услуг, формированию более гибких условий газоснабжения. Опыт стран, осуществивших реформирование своих газовых отраслей и сформировавших базовые условия их рыночного функционирования, показывает, что создание эффективной системы обеспечения доступа третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре ведет к демонополизации отрасли, появлению в ней новых участников и расширению конкуренции, что позволяет улучшить качество обслуживания и снизить издержки потребителей.

В большинстве стран, в основном завершивших реформирование своих газовых рынков, произошло снижение цен на газ для конечных потребителей при стабилизации или увеличении добычи газа. При этом уровень надежности газоснабжения не снизился, увеличилась степень диверсификации поставок газа, а система балансировки и обеспечения надежности газоснабжения стала экономически более эффективной. Создание недискриминационных условий доступа к газотранспортной инфраструктуре и внедрение конкуренции на газовом рынке привели к снижению монопольной ренты, ранее присваивавшейся в сферах добычи, транспортировки и реализации газа традиционными участниками отрасли, и ее перераспределение в пользу потребителей.

Данный опыт особенно важен для России, так как в последние годы в нашей стране активно обсуждаются различные варианты реформирования газовой отрасли и развития рынка газа. Более того, газовый рынок в России уже стихийно сформирован и фактически функционирует (причем зачастую в «серой» форме). Но его развитие искусственно сдерживается отсутствием цивилизованных механизмов, обеспечивающих четкие и прозрачные правила рыночного поведения. Имеющиеся правовые нормы были разработаны во второй половине 1990-х годов и были рассчитаны, прежде всего, на сохранение исторически сложившейся монопольной структуры отрасли, а не на развитие в ней рыночных отношений. Базовые принципы, необходимые для создания эффективного рынка газа в Российской Федерации, пока не разработаны. Использование зарубежного опыта позволит выявить ключевые механизмы, формирующую рыночную модель развития газовой отрасли, и избежать ошибок, связанных с рисками переходного периода.

Особенно актуальной для России является проблема функционирования газотранспортной инфраструктуры и возможности создания таких механизмов ее использования, которые бы, с одной стороны, обеспечивали равноправные и недискриминационные условия доступа к ней со стороны третьих сторон, а с другой стороны, гарантировали поддержание необходимого уровня надежности и безопасности газоснабжения. Решение данной проблемы позволит преодолеть ключевые разногласия между разработчиками Концепции развития рынка газа в Российской Федерации и обеспечить создание базовых институтов, необходимых для эффективного развития газовой отрасли.

I. РЕФОРМИРОВАНИЕ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ США И КАНАДЫ

Газовая отрасль ведущих индустриальных стран Северной Америки — США и Канады — подверглась фундаментальной структурной перестройке в течение последних 20-30 лет. Основные изменения коснулись системы ценообразования и взаимоотношений участников отрасли в сфере использования систем магистральных газопроводов и сопутствующей инфраструктуры (прежде всего — систем хранения газа).

Рыночные реформы в США и Канаде начались с поэтапного дерегулирования промысловых цен на газ, за которым последовало внедрение системы открытого доступа к межштатным (магистральным) газопроводам и хранилищам газа, отделение деятельности по транспортировке и хранению газа от сферы купли-продажи газа в рамках газотранспортных компаний. В последние годы по инициативе регулирующих органов штатов и провинций начался процесс расширения сферы применения системы открытого доступа к газотранспортной инфраструктуре путем ее распространения на местные газораспределительные сети и мелких коммерческих и частных потребителей.

Несмотря на то, что общий вектор рыночных реформ газовой сферы в США и Канаде в целом совпадает, в процессе осуществления преобразований проявились значительные национальные особенности.

1. Структура газовой отрасли и ответственность регулирующих органов

По сравнению с другими странами, степень диверсификации газовой отрасли Соединенных Штатов Америки очень высока. В стране нет доминирующего поставщика, на всех участках газовой цепочки представлены различные собственники и компании. Всего в стране насчитывается около 23 тыс. производителей газа, начиная от небольших газовых компаний и заканчивая ведущими международными энергетическими корпорациями. Доля 7 крупнейших производителей газа в США составляет около 30% от общего производства газа в стране.

США располагают обширной сетью межштатных газопроводов высокого давления и газотранспортных маршрутов для переброски газа из основных газодобывающих регионов — главным образом, из района Мексиканского залива (наземная и шельфовая добыча), с южной части Среднего Запада, Пермианского бассейна, расположенного на границе штатов Техас и Нью-Мексико, и бассейна Сан-Хуан в районе Скалистых гор — к основным районам газопотребления, расположенным, главным образом, на Северо-Востоке, Среднем Западе и в Калифорнии. Имеется также ряд газопроводов, связывающих Западно-Канадский Седиментарный бассейн с рынками США в Калифорнии, на Среднем Западе и на Северо-Востоке.

Наиболее крупным районом потребления газа в США является Северо-Восток, который обслуживается 25 основными газопроводными системами, соединяющими его с Юго-Западом, Средним Западом и Канадой. Газотранспортная система США в высокой степени интегрирована, так что, газ, добываемый в районе Залива, в принципе может быть доставлен в любую точку системы. Общая длина межштатных газопроводов составляет около 430 тыс. км. Суммарная протяженность газораспределительных сетей в стране оценивается в 1,6 млн. км. США располагают также значительными мощностями по хранению газа, общий объем которых составляет около 110% годового потребления газа.

В стране действуют более 40 газотранспортных компаний, занимающихся межштатной транспортировкой газа. Общее число газотранспортных компаний превышает 200. Наиболее крупными по объемам транспортировки газа являются следующие компании: «Columbia Gas Transmission Corporation» (на Северо-Востоке), «Natural Gas Pipeline Company of America» (Средний Запад), «Tennessee Gas Pipeline Company» и «Transcontinental Gas Pipeline Corporation» (обе на Северо-Востоке). Во многих штатах имеется более одной газотранспортной компании. В Пенсильвании, например, таких компаний семь. Большинство мощностей по подземному хранению газа входит в состав газотранспортных компаний.

Распределение газа в основном осуществляется местными газораспределительными компаниями (МГК). По историческим и регуляторным причинам, некоторые МГК являются одновременно операторами межштатных газопроводов высокого давления и мощностей по хранению газа (для балансировки подачи газа и регулирования пиковых нагрузок со стороны потребителей).

Многие крупные промышленные потребители и большинство электростанций получают газ непосредственно из газопроводов высокого давления, минуя газораспределительные сети. Другие промышленные и коммерческие потребители, подсоединенные к сетям МГК, имеют право заключать прямые контракты на покупку газа с производителями и торговыми компаниями, уплачивая стоимость транспортировки газа соответствующим газотранспортным и газораспределительным компаниям.

Структура собственности газотранспортных и газораспределительных компаний диверсифицирована. Все межштатные газопроводы и большинство хранилищ газа находятся в собственности компаний, принадлежащих частным инвесторам, некоторые из них полностью или частично принадлежат ведущим мировым нефтегазовым корпорациям. Местные газораспределительные компании находятся либо в собственности инвесторов, либо в муниципальной собственности (доля таких компаний составляется примерно 7% от общих объемов распределения газа). Причем наиболее крупные МГК, как правило, находятся в частной собственности, а муниципалитетам принадлежат в основном мелкие газораспределительные компании. В последние годы произошло несколько слияний МГК между собой и с газотранспортными компаниями (или их головными структурами).

За обеспечение доступа к межштатным газопроводам и подсоединенным к ним хранилищам газа, а также за тарифное регулирование данных услуг, отвечает Федеральная комиссия по энергетическому регулированию (Federal Energy Regulatory Commission — FERC). За регулирование деятельности в сфере газораспределения отвечают Комиссии по регулированию общественных услуг штатов (Public Utility’s Commissions).

Что касается газовой отрасли Канады, то она, также, как и в США, в значительной степени диверсифицирована. В стране нет компаний, полностью интегрирующих в себя производство, транспортировку и реализацию газа. Однако связи между секторами добычи и реализации газа существуют. Крупные производители газа часто владеют несколькими газопроводами, а местные газораспределительные компании участвуют в капитале производителей и поставщиков газа.

Сектор производства представлен большим многообразием компаний: добычу газа в Канаде осуществляют как крупные международные корпорации, так и небольшие местные производители газа. Мелкие компании обычно продают газ через оптовые торговые компании. Крупные производители стремятся продавать газ напрямую. Среди более чем 1 000 имеющихся в стране производителей газа, 100 крупнейших компаний обеспечивают более 85% общего производства газа.

Несмотря на значительные объемы потребления газа в районах его добычи, газовую отрасль Канады можно охарактеризовать как «производство на Западе, потребление на Востоке». Это отчетливо прослеживается в инфраструктуре: все газовые месторождения, сборные газопроводы и газоперерабатывающие заводы расположены в западных регионах страны; единственная связывающая западные и восточные регионы страны газотранспортная система (TCPL) обеспечивает подачу газа от мест его добычи до региональных и местных газопроводных сетей.

Необходимая устойчивость функционирования газотранспортных систем к возможным колебаниям режимов подачи и потребления газа поддерживается с помощью крупных мощностей по хранению газа, расположенных как в Западной Канаде (сглаживают неравномерности добычи), так и на Востоке страны (управляют сезонными колебаниями спроса).

Общая протяженность магистральных газопроводов в Канаде составляет около 250 тыс. км. Пропускная способность 16 экспортных газопроводов, связывающих Канаду с США, составляет 85,8 млрд. м³. Общая вместимость мощностей по хранению газа в Канаде — 12,4 млрд. м³, а максимальная активная дневная мощность — 0,72 млрд. м³. Общий объем мощностей по хранению газа в районах потребления несколько превышает объем мощностей, расположенных в районах добычи. Но с началом рыночных преобразований в газовой отрасли Канады в середине 1980-х годов, совокупная ежедневная активная мощность ПХГ увеличилась более чем в 13 раз.

Все магистральные газопроводы, как межпровинциальные, так и внутрипровинциальные, находятся в собственности и управляются частными компаниями, за исключением газотранспортной системы в провинции Саскачеван (компания «Transgas»), которая находится в государственной собственности. Наиболее важными газотранспортными системами страны являются расположенные в провинции Альберта «NOVA Gas Transmission» и «TransCanada Pipelines». Они обеспечивают магистральную транспортировку газа как на внутренний рынок, так и на экспорт в США.

Распределение газа осуществляется местными, в основном находящимися в частной собственности, компаниями, обладающими монополией на выполнение функций по газораспределению. Большинство из имеющихся в стране 4,3 млн. потребителей обслуживается 18 газораспределительными компаниями или их дочерними структурами. Уже на протяжении многих лет крупные промышленные потребители и электростанции имеют право покупать газа непосредственно у производителей. В последние годы некоторые регуляторы провинций разрешили конечным потребителям в частном и коммерческом секторах покупать газ напрямую у производителей через оптовых поставщиков, хотя МГК сохранили фактическую монополию на физическое распределение газа.

По историческим причинам практически все хранилища газа принадлежат МГК. Однако в последние годы ситуация стала меняться: независимые от МГК собственники ПХГ располагают уже 43% имеющихся в стране мощностей по хранению газа.

Вся магистральная транспортировка газа находится в сфере регулирования Национального энергетического Совета (National Energy Board — NEB), за исключением системы «NOVA», которая регулируется провинцией Альберта. Использование инфраструктуры по сбору и переработке газа (газосборные сети и газоперерабатывающие заводы) исторически регулируется властями провинций, в которых они расположены (за исключением компании «Westcoast Energy», действующей в Британской Колумбии и регулируемой на федеральном уровне). Аналогичным образом осуществляется регулирование в сфере газораспределения, основные полномочия в которой принадлежат регулирующим органам провинций.

2. История рыночных преобразований в США

Дерегулирование газовой отрасли США были начато в 1978 г. путем принятия Закона о политике в газовой отрасли (Natural Gas Policy Act), которым было частично отменено регулирование промысловых цен на газ и ослаблены некоторые ограничения на межштатную транспортировку газа. Эти действия были обусловлены наблюдавшемся в 1970-е годы и совпавшем по времени с увеличением спроса на газ дефицитом газа в стране, причину которого видели в регулировании промысловых цен.

В новых условиях производители смогли продавать газ по свободным ценам, принуждая при этом газотранспортные компании, закупающие у них газ, к заключению обременительных долгосрочных контрактов на условиях «take-or-pay». Происшедшее в начале 1980-х снижение спроса на газ, вызванное спадом в американской экономике и высокими ценами на газ, привело к избытку предложения газа, известному как «газовый пузырь», и понижающему давлению на цены. При этом, газотранспортные компании не имели возможности ни отбирать газ, ни оплачивать его.

Вехой в реформировании газового рынка США стало Распоряжение FERC № 436, выпущенное в 1985 г. и вступившее в силу в 1986 г., которое было призвано помочь разрешить финансовые трудности газотранспортных компаний. Это Распоряжение проложило путь к открытию доступа к газотранспортным системам в США на недискриминационной основе и расширению конкуренции на внутренних рынках: там, где газотранспортные компании потеряли объемы продаж газа, они смогли компенсировать потери путем расширения предоставления газотранспортных услуг.

Распоряжение FERC № 500, выпущенное в 1987 г., было направлено на разрешение более тонких проблем, связанных с условиями «take-or-pay». В 1989 г. был принят Закон о дерегулировании промысловых цен (Wellhead Decontrol Act), который установил последовательность (этапы) снятия ограничений на промысловые цены на газ на период до конца 1992 г.

В 1992 г. было выпущено знаменитое Распоряжение FERC № 636, обязывающее газотранспортные компании осуществить разделение видов деятельности. Целью данного Распоряжения было формирование равных условий для конкуренции между поставщиками газа. Данное Распоряжение сыграло ключевую роль в формировании новой системы обеспечения доступа к газотранспортным сетям и развитии рынка газа в США.

В 1995 г. были приняты первые программы по добровольному выходу на рынок газа частных домовладельцев. В конце 1990-х годов подобные пилотные программы были запущены в более чем 20 штатах США.

2.1. Распоряжение FERC № 636

Ключевым публично-правовым актом, сформировавшим современную систему организации и регулирования доступа третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре в США, явилось Распоряжение FERC № 636, выпущенное в апреле 1992 г. Целью издания данного Распоряжения было завершение процесса реструктуризации оптового рынка газа США, начатого в 1978 г. путем принятия Закона о политике в газовой отрасли, предусматривавшего поэтапное дерегулирование промысловых цен на газ, и продолженного в 1985 г. изданием Распоряжения FERC № 436, утвердившего программу открытия доступа к газотранспортным системам и предоставившего потребителям возможность заключения прямых контрактов непосредственно с производителями.

Основными положениями Распоряжения № 636 являются.

Открытый доступ к услугам по транспортировке и хранению газа: В соответствии с Распоряжением, на газотранспортные компании возлагалась ответственность за обеспечение свободного доступа к газотранспортной инфраструктуре и инфраструктуре по хранению газа для всех пользователей на равной и недискриминационной основе, включая предоставление полной и своевременной информации об использовании инфраструктуры и технических возможностях ее функционирования.

Разделение услуг: Традиционно оказываемые газотранспортными компаниями совмещенные услуги, включающие в себя закупку, транспортировку и реализацию газа, были разделены. Газотранспортным компаниям было запрещено непосредственно заниматься куплей-продажей газа. Целью данного мероприятия было уравнивание рыночного положения газотранспортных компаний, занимающих монопольное положение на рынке газотранспортных услуг, и других участников рынка газа, в т.ч. потребителей, получивших возможность самостоятельного выбора поставщика газа.

Размещение («высвобождение») газотранспортных мощностей: На газотранспортные компании были наложены обязательства по размещению газотранспортных мощностей среди грузоотправителей на рыночной основе. С этой целью была организована электронная система, содержащая информацию о распределении (резервировании) используемых и наличии неиспользуемых (постоянно или временно) газотранспортных мощностей и мощностей по хранению газа.

Тарифообразование: В соответствии с Распоряжением № 636, плата за оказание газотранспортных услуг была разделена на 2 части: постоянную плату за мощность (плату за резервирование) и переменную плату за использование системы (в зависимости от использования). В настоящее время плата за мощность составляет 90-95% общих доходов газотранспортных компаний. Одним из последствий данного решения стало снижение стоимости транспортировки газа для пользователей, обеспечивающих значительную постоянную загрузку системы, за счет мелких потребителей.

Несмотря на то, что реализация Распоряжения № 636 была положительно оценена большинством участников отрасли, в то же время был выявлено ряд проблем, в основном связанных с регулированием тарифов и «высвобождением» газотранспортных мощностей.

2.2. Регулирование тарифов на транспортировку газа

Несмотря на некоторые сдвиги, происшедшие в последние годы, основным подходом к формированию тарифов на транспортировку газа остается традиционный метод «затраты+». Тарифы на транспортировку и хранение газа остаются практически полностью под регулированием FERC. Стоимость услуг устанавливается на основе разрешенных затрат и регулируемой ставки доходности инвестиций. В целях повышения эффективности функционирования газотранспортных компаний и снижения стоимости оказываемых ими услуг, а также в зависимости от ситуации на рынке газотранспортных услуг[1] FERC рассматривает возможности применения более рыночных подходов к тарифообразованию, чем традиционный затратный принцип.

Переговорные тарифы: Клиентам газотранспортных компаний предоставляется право выбора между ставкой тарифа, формируемой по результатам переговоров с газотранспортной компанией, и действующим регулируемым тарифом, установленным FERC. При этом правила и условия доступа к газотранспортной инфраструктуре остаются стандартными, чтобы не допустить возможной дискриминации одних потребителей по сравнению с другими. FERC настойчиво стремится к расширению сферы применения переговорных тарифов, однако в силу технологических особенностей межштатная транспортировка газа остается в значительной степени монопольной (естественно-монопольной) сферой.

Стимулирующие тарифы: FERC считает для себя особенно важным внедрение механизмов стимулирующего тарифообразования в сфере транспортировки и хранения газа, которые позволяют распространить выгоды от повышения эффективности функционирования газотранспортных компаний также и на потребителей их услуг. При таком подходе от компаний не требуется подробного обоснования планируемых расходов, а устанавливаются предельные значения, ограничивающие повышение тарифов. Однако компании возражают против применения стимулирующих тарифов, аргументируя это тем, что в результате жесткого тарифного регулирования на основе метода «затраты+», осуществляемого в предыдущие годы, запас повышения эффективности фактически исчерпан.

В случаях расширения газотранспортных мощностей и строительства новых трубопроводов используется принцип «распределения» затрат, когда дополнительные расходы включаются в общую сумму разрешенных расходов газотранспортных компаний. Таким образом, существующие пользователи газотранспортной системы несут данные расходы наряду с новыми пользователями. В прошлом, FERC применяла принцип «дополнительной ставки», в соответствии с которым затраты на расширение сети полностью распределялись среди новых пользователей. Данный вопрос остается дискуссионным в сфере тарифного регулирования газовой отрасли США.

2.3. «Освобождение» газотранспортных мощностей

Несмотря на то, что рынок вторичных («освобожденных») газотранспортных мощностей продолжал расти (см. ниже), в его функционировании проявился ряд проблем, которые требовали принятия со стороны FERC определенных мер. Такими проблемами являются:

Технические сложности, связанные с недостатком стандартизации информации, размещаемой на информационных бюллетенях газотранспортных компаний, привели к тому, что FERC был вынужден принять нормативные акты, устанавливающие стандартные требования к размещаемой информации, а также необходимость обязательной публикации всех транзакций, осуществляемых газотранспортными компаниями, в Интернете.

Координация нескольких контрактов: Для шипперов, имеющих несколько контрактов на транспортировку газа, оказалось затруднительным осуществлять резервирование нескольких сегментов газопровода одновременно. Основной причиной является 2 — 3-х-дневный разрыв во времени между отправкой заявки и выполнением транзакции.

Рыночные савки «освобожденных» мощностей в течение неотопительного сезона оказались значительно ниже регулируемых ставок. Однако в течение отопительного сезона ставки вторичного рынка, ограничиваемые верхним пределом, устанавливаемым RERC, во многих случаях превышают регулируемый уровень. В результате, это ведет к существованию «серого» рынка газотранспортных мощностей, на котором потребители вынуждены покупать газ в виде совмещенной оплаты стоимости газа и стоимости газотранспортных услуг. Точная информация о размерах данного рынка отсутствует, но по оценкам экспертов этот рынок достаточно велик. С одной стороны, RERC рассматривает возможность отмены регулирования верхнего предела ставок вторичного рынка. А с другой стороны, существует мнение, такая ситуация связана с тем, что крупные шипперы, особенно аффилированные с газотранспортными компаниями, резервируют избыточное количество мощностей на перегруженных маршрутах и перепродают их на вторичном рынке с целью получения спекулятивной прибыли.

Регулирование со стороны штатов также значительно влияет на рынок «освобожденных» газотранспортных мощностей: в некоторых случаях регуляторы штатов не разрешают МГК получать дополнительные доходы от продажи газотранспортных мощностей. Это ведет к тому, что МГК воздерживаются от реализации неиспользуемых газотранспортных мощностей, что способствует увеличению их дефицита и росту ставок на рынке.

3. Рыночные преобразования в Канаде

Реформирование газового сектора и внедрение рыночных отношений в газовой отрасли Канады в основном осуществлялось по принципам, аналогичным тем, которые применялись в США. В 1970-е годы цены по всей газовой цепочке в Канаде были регулируемыми. Регулирование осуществлялось NEB и регулирующими органами провинций на основе метода «затраты+». Компания «TransCanada Pipelines Ltd.» (TCPL) обладала фактической монополией на магистральную транспортировку и оптовые закупки и поставки газа. Резкое увеличение экспортных цен на газ в США, определяемое в соответствии с формулой, зафиксированной в 2-х — стороннем межправительственном соглашении, в условиях значительного избытка газа на рынке США в конце 1970-х — начале 1980-х годов (см. выше) привело к серьезным финансовым проблемам «TransCanada», вызванным необходимостью выполнения ранее принятых обязательств по долгосрочных контрактам, заключенным на условиях «take-or-pay».

К середине 1980-х годов федеральное правительство и правительства провинций пришли к выводу о необходимости проведения более рыночно-ориентированной политики в отношении газовой отрасли. В 1986 г. по решению NEB произошло дерегулирование промысловых цен на газ и введен режим открытого доступа к системам магистральной транспортировки газа. TransCanada и другие газотранспортные компании страны были обязаны разделить свою деятельность и образовать отдельные компании для осуществления рыночных видов деятельности (купля-продажа газа).

В конце 1980-х годов разделение видов деятельности и введение регулируемого доступа третьих сторон к услугам по транспортировке газа были распространены на местные газораспределительные сети, что позволило многим крупным промышленным потребителям и электростанциям покупать газ непосредственно у производителей. В большинстве провинций мелкие частные и коммерческие потребители имеют право на прямые закупки газа на оптовом рынке, однако они обязаны затем продавать этот газ местным газораспределительным компаниям на входе в местную газораспределительную систему и снова выкупать его уже в точке присоединения, но по регулируемым ценам.

Несмотря на общий курс на либерализацию газового рынка, экспорт и импорт газа в Канаде остаются под регулированием NEB. Для осуществления экспортных поставок выдается 2 типа лицензий — краткосрочные разрешения (до 2 лет) на экспорт небольших объемов газа, процедура получения и продления которых относительно проста, и долгосрочные экспортные лицензии (срок — до 25 лет), для получения которых, как правило, проводятся публичные слушания, на которых NEB должна удостовериться, что данные экспортные поставки соответствуют общественным интересам. Речь, в частности, идет о том, чтобы планируемый экспорт не привел к дефициту газа на внутреннем рынке, с учетом прогнозируемых тенденций спроса и располагаемых запасов.

Стоимость транспортировки газа по магистральным и местным газопроводам регулируется соответственно NEB и регулирующими органами провинций. Процесс тарифообразования в Канаде в основном аналогичен США: претенденты на изменение тарифов (газотранспортные и газораспределительные компании) проверяются на обоснованность стоимости услуг, что, как правило, происходит в процессе публичных (открытых) слушаний. При регулировании стоимости услуг по транспортировке газа по местным распределительным сетям часто используется «эталонный» метод (сравнение стоимости аналогичных элементов затрат в различных газораспределительных сетях). Для разнесения стоимости услуг между платой за мощность и платой за использование системы используется стандартный применяемый в США метод «Straight Fix Variable» (SFV) (до принятия в США Распоряжения FERC № 636 канадские производители газа имели конкурентное преимущество над своими американскими коллегами, т.к. ставки за использование системы у них были ниже, что позволяло поставлять дополнительные объемы газа на рынок США при более низких маржинальных расходах).

NEB, также как и FERC, рассматривает возможность применения более рыночных подходов к регулированию тарифов на транспортировку газа по сравнению с традиционным методом «затраты+» в целях стимулирования снижения стоимости данных услуг и повышения их качества. Некоторые газотранспортные компании в Канаде уже согласились принять на себя более высокие рыночные риски (снижение тарифов на транспортировку) с возможностью получения дополнительных доходов при благоприятной рыночной конъюнктуре (увеличение загрузки сетей).

Как уже отмечалось, большинство канадских и американских регуляторов осуществляют тарифное регулирование стоимости газотранспортных услуг, основываясь на методе «затраты+». Для некоторых газопроводов платежи за услуги по транспортировке газа построены на основе метода «почтовой марки», по которому стоимость услуг не зависит от расстояния транспортировки. Для большинства газопроводных систем, тариф на транспортировку газа строго зависит от расстояния. Но для многих газотранспортных компаний (например, для TCPL) используется комбинированная тарифная система, объединяющая тарифы, зависящие от расстояния, и «почтовые» тарифы (так называемая «зональная» система).

В последние годы ведется дискуссия вокруг подходов к регулированию тарифов для расширяемых или вновь сооружаемых газопроводов. Основная проблема состоит в том, каким образом разносить стоимость капитальных затрат среди потребителей: перекладывать ли ее полностью на новых потребителей или распределять как среди новых, так и среди старых потребителей? NEB, также как и FERC, склоняется к комбинированному (второму) подходу.

В Канаде, также как и в США, разрешена вторичная торговля газотранспортными мощностями, а также мощностями по хранению газа. При этом, NEB, в отличие от FERC, не ограничивает тарифы на вторичном рынке.

4. Влияние рыночных реформ на контрактные отношения

Реформирование систем организации и регулирования газовых отраслей США и Канады и, прежде всего, реорганизация системы обеспечения доступа к газотранспортным сетям, привели к созданию более конкурентного и эффективного рынка газа в Северной Америке. Механизмы рыночных взаимоотношений участников газовой отрасли в процессе поставок, транспортировки и хранения газа существенно изменились, а рыночные риски были перераспределены на более справедливой основе.

Степень диверсификации оказываемых на рынке услуг существенно возросла и в настоящее время включает в себя: сферу купли-продажи газа, услуги по транспортировке и хранению газа, возможность участия в организованной спотовой торговле газом в хабах, управление коммерческими и финансовыми рисками на основе заключения биржевых и внебиржевых фьючерсных контрактов.

Это привело к резкому увеличению количества транзакций и усложнению контрактных взаимоотношений как в сфере поставок газа, так и в сфере транспортировки и хранения газа. В Таблице 1.1 представлены основные особенности рыночных отношений, существовавшие до и сложившиеся после реорганизации системы организации и регулирования доступа третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре.

Таблица 1.1

До введения режима обязательного открытого доступа к газотранспортной инфраструктуре	После реорганизации
В сфере добычи газа
Производители газа продавали газ интегрированным газотранспортным компаниям.	Производители газа заключают контракты на продажу газа:- крупным конечным потребителям;- региональным газораспределительным компаниям;- торговым компаниям, включая дочерние структуры газотранспортных компаний, которые перепродают газ конечным потребителям и газораспределительным компаниям.
Промысловые цены регулировались FERC.	Цены поставок газа не регулируются.
Газотранспортные компании агрегировали спрос потребителей.	Спрос потребителей агрегируются либо производителями, либо торговыми компаниями.
За надежность газоснабжения отвечали газотранспортные компании.	Надежность газоснабжения обеспечивается потребителями самостоятельно с использованием рыночных механизмов использования газотранспортной инфраструктуры и мощностей по хранению газа.
В сфере реализации газа
Потребители покупали газ у газотранспортных компаний по совмещенным контрактам, включающим стоимость газа и стоимость его транспортировки и хранения.	Потребители заключают отдельные контракты на покупку газа (с производителями и торговыми компаниями) и отдельные контракты на транспортировку и хранение газа (с газотранспортными компаниями).
Транспортировка газа, как правило, осуществлялась по единственному маршруту, предложенному газотранспортной компанией. Перетоки между газотранспортными системами использовались только в чрезвычайных ситуациях.	Потребители самостоятельно определяют источники газа и выбирают оптимальный маршрут его транспортировки.
Операционное управление газотранспортной инфраструктурой полностью осуществлялось газотранспортной компанией.	Пользователи газотранспортной системы несут финансовую ответственность за невыполнение договорной схемы подачи и отбора газа. Разработана подробная и прозрачная система информационного обмена в целях недопущения наложения необоснованных финансовых санкций на пользователей газотранспортной инфраструктуры.
Газотранспортные компании самостоятельно распоряжались неиспользуемыми мощностями, чаще всего, предлагая прерываемые контракты на поставку газа.	Пользователи системы получили право распоряжаться зарезервированными мощностями, реализуя неиспользуемые мощности на вторичном рынке.

4.1. Новые участники и изменение отношений

Реорганизация системы обеспечения доступа к газотранспортным сетям привела к изменению структуры рынка и появлению на нем новых участников. Ключевым фактором явилось требование об отделении учета и операционного управления транспортировкой и хранением газа от рыночных видов деятельности, осуществляемых в рамках газотранспортных компаний. Большинство газотранспортных компаний были вынуждены реорганизовать свою корпоративную структуру, учредив отдельные компании, занимающиеся торговлей газом и предоставлением других конкурентных услуг. Появились также новые участники рынка — торговые компании, предоставляющие аналогичные услуги конечным потребителям.

Существенно изменились и контрактные отношения между участниками рынка. Крупные конечные потребители и газораспределительные компании при заключении контрактов на покупку газа получили право выбора: покупать ли им газ у газотранспортных компаний по прежней совмещенной схеме или самостоятельно выбирать поставщика газа, заключая с газотранспортной компанией только договор на транспортировку и/или хранение газа.

Многие клиенты газотранспортных компаний воспользовались предоставленной возможностью и стали полноправными участниками рынка газа, во многих случаях добившись значительной экономии в обеспечении своих потребностей в газе. Со стороны регулирующих органов на газотранспортные компании были наложены требования по недискриминационному оказанию услуг как аффилированным с ними структурам, так и третьим лицам. Потребители газа получили доступ к объективной и своевременной информации о состоянии рынка. В результате, качество оказываемых услуг улучшилось, а стоимость транзакций снизилась.

Расширение возможностей пользователей газотранспортных сетей потребовало решения дополнительных технологических и операционных проблем, связанных с функционированием газотранспортной инфраструктуры в рыночных условиях. Были разработаны и приняты новые правила, регламентирующие взаимоотношения газотранспортных компаний и их клиентов в условиях открытого доступа к инфраструктуре по транспортировке и хранению газа. Отметим ключевые аспекты этих правил.

— Управление потоками газа (диспетчеризация): Были внедрены специальные механизмы, обеспечивающие выполнение необходимых требований по балансировке системы при ее функционировании в режиме открытого доступа. В целях обеспечения физического баланса подачи и отборов газа в системе стал использоваться механизм специальных «приказов по балансировке» (Operational Flow Orders — OFOs), выдаваемых газотранспортными компаниями в чрезвычайных ситуациях, в соответствии с которыми компании обязаны обеспечивать дополнительные подачи или отборы газа в течение короткого периода времени.

— Финансовые санкции: В целях обеспечения баланса физических поставок и потребления газа на пользователей газотранспортной инфраструктуры, не выполняющих запланированные схемы подачи и отбора газа или выданные OFO-приказы, могут быть наложены денежные штрафы. Размеры налагаемых штрафов обычно дифференцируются в зависимости от степени отклонения от согласованной схемы поставок: в случае незначительных отклонений — размеры штрафов, как правило, невелики, а в случае крупных нарушений — размеры штрафов возрастают на порядок. Общая сумма платежей за разбалансировку обычно рассчитывается на ежемесячной основе и привязывается к текущим ценам спотового рынка.

4.2. Контактные условия физических поставок газа

До реструктуризации, подавляющая часть газа в Северной Америке продавалась по долгосрочным контрактам с фиксированными ценами, на основе прерываемых или непрерываемых поставок. Реорганизация системы доступа к газотранспортным сетям привела к диверсификации контрактных условий поставок газа. Основные изменения затронули сроки и объемы поставок, а также ценовые условия газовых контрактов.

В среднем, с момента начала процесса дерегулирования, продолжительность контрактов значительно уменьшилась, хотя в последние годы наблюдается некоторое увеличение сроков контрактов в связи с сокращением объемов добычи газа в стране. Точные данные об условиях контрактов недоступны, так как являются конфиденциальными, но по оценкам экспертов, доля каждого сегмента контрактных поставок газа (краткосрочных, среднесрочных и долгосрочных) оценивается примерно в 1/3 часть рынка.

Краткосрочные контракты на поставки фиксированных объемов газа в течение 1 месяца и менее обеспечивают потребности в удовлетворении необходимой гибкости газоснабжения и регулировании неравномерностей спроса. Краткосрочные контракты обеспечивают потребителей, имеющих альтернативные схемы энергоснабжения, возможностью экономии на поставках газа в случае благоприятной ценовой конъюнктуры. Краткосрочные контракты бывают 2-х типов: спотовые и фьючерсные. Спотовые сделки обычно заключаются на внебиржевом рынке, а фьючерсные контракты торгуются на бирже и могут заключаться в виде стандартных контрактов или с использованием так называемого «обменного механизма физических поставок» (Exchanges of Futures of Physicals — EFP).

• Спотовые сделки: Спотовые контракты обычно истекают в конце месяца, в период так называемой «заявочной недели» («bid week»). Спотовые контракты чрезвычайно стандартизованы. В них обычно указываются фиксированные ежедневные объемы поставок (с возможностью незначительных отклонений) на срок до 1 месяца по текущим рыночным ценам. В последние годы увеличилось количество спотовых контрактов, заключаемых при поставках газа в США из Канады. Однако, размеры спотового рынка постепенно сокращаются по мере роста фьючерсного рынка.

• Фьючерсные контракты: Большинство реальных спотовых поставок в США осуществляются на основе фьючерсных контрактов, заключаемых на условиях EFP, по которым стороны договариваются осуществить реальные физические поставки газа, а не простое закрытие позиций, как это обычно происходит на других фьючерсных товарных рынках. Контракты EFP могут заключаться в любое время до момента закрытия рынка и содержат условия об объемах, ценах и сроках поставок газа. В последние годы, объемы физических поставок газа, осуществляемых на основе выполнения фьючерсных контрактов, оцениваются примерно в 10% общего потребления газа в США, при этом 90% этих контрактов представляются собой контракты типа EFP. Расширение использования EFP-контрактов объясняется гибкостью данного механизма, обеспечивающего покупателей и продавцов возможностью согласования условий поставок и управления ценовыми рисками. Заключение контрактов на Нью-Йоркской торговой бирже (NYMEX) снижают риски неисполнения контрактов до форс-мажорных обстоятельств.

Среднесрочные контракты обычно предусматривают поставки газа на срок до 3-х лет, хотя основная часть приходится на годовые поставки. Среднесрочные контракты часто хеджируются с помощью фьючерсных контрактов, срок которых в настоящее время достигает 36 месяцев. Условия большинства среднесрочных контрактов в настоящее время включают в себя объемы поставок на ежедневной иди ежемесячной основе (предусматривая возможности умеренных отклонений), хотя имеются так называемые «плавающие контракты» («swing contracts»), в которых изначально предусматривается возможность изменения объемов поставок. Отклонения от договорной схемы поставок предполагает взимание дополнительной платы, устанавливаемой на основе базовой цены контракта.

Долгосрочные контракты обычно заключаются на срок более 3-х лет и предусматривают фиксированные объемы поставок газа. Некоторые из них содержат условие «take-or-pay» (TOP), в соответствии с которым поставщик имеет право уменьшить объемы поставок или отказаться от выполнения контракта в случае невыполнения обязательств со стороны покупателя. При этом поставщик имеет возможность реализовать высвободившиеся объемы газа тому же покупателю в целях резервирования газоснабжения или на спотовом рынке. Остальные долгосрочные контракты предусматривают переменную плату за резервирование объемов газа, предназначенных для потребителя, необходимую для компенсации возможного увеличения расходов поставщика в период действия контракта. Контракты типа «take-or-pay» в последние годы становятся менее популярными и в основном применяются при прямых поставках газа от производителей. При использовании TOP-контрактов плата за невыбранные объемы газа обычно составляет не более 80% от нормальной стоимости газа (для сравнения — до дерегулирования штрафные платежи достигали 90% контрактной стоимости газа).

Долгосрочные контракты представляют интерес для поставщиков, заинтересованных в покрытии крупных постоянных расходов, связанных с расширением производственных мощностей, а также для потребителей, заинтересованных в обеспечении долгосрочной надежности своего газоснабжения (газораспределительные компании, производители электрической и тепловой энергии). По оценкам экспертов, подавляющее большинство газа, поставляемого в настоящее время местными газораспределительными компаниями своим потребителям, закупается по долгосрочным контрактам, хотя прогнозируется увеличение доли участия МГК на спотовом рынке.

Большинство спотовых закупок газа осуществляется в неотопительный сезон для закачки в ПХГ или поставок для промышленных потребителей и электростанций, использующих газ на прерываемой основе.

Реформирование газовой отрасли и открытие доступа к газотранспортным сетям привели к диверсификации отрасли и появлению значительного количества торговых компаний, обеспечивающих оптовые закупки газа и оказывающих широкий спектр услуг потребителям. Наряду с сокращением сроков контрактов значительно сократились и размеры сделок. Так, по данным NEB, в Канаде средний размер контрактов газораспределительных компаний уменьшился с 1,26 млрд. м³/год в начале 1980-х годов до 240 млн. м³/год в конце 1990-х.

4.3. Ценовые условия

Цены краткосрочных контрактов обычно определяются условиями рынка в момент заключения сделки. В свою очередь, среднесрочные контракты, как правило, содержат формулу индексации цены, по который ежемесячные платежи за поставляемый газ привязываются к публикуемым средним ценам спотового или фьючерсного рынков. Покупатели и продавцы имеют возможность зафиксировать цену фактических поставок газа путем покупки или продажи соответствующих фьючерсных контрактов.

Наиболее типичными ценовыми условиями долгосрочных контрактов являются:

— Цена на газ привязывается к ценам спотового/фьючерсного рынка плюс дополнительная плата за резервирование газа на долгосрочный период. Это наиболее часто встречающееся ценовое условие долгосрочных контрактов на Северо-Американском рынке.

— Цена на газ привязывается к ценам спотового/фьючерсного рынка плюс фиксированная премия, устанавливаемая по результатам переговоров между продавцом и покупателем. В таких случаях контракты на поставки крупных объемов газа, заключаемых между поставщиками и местными газораспределительными компаниями в Канаде, обычно индексируются по фьючерсным ценам, формируемым на NYMEX, плюс ценовая разница в базисе поставок, представляющая собой разницу между ценой газа на «Henry Hub» и ценой газа на «Empress» — основной точкой соединения газотранспортных систем в Канаде, расположенной на границе провинций Альберта и Саскачеван, на западном входе в газотранспортную систему «TransCanada Pipelines».

— Цены на газ индексируются в зависимости от изменения цен на альтернативные виды топлива. Такие ценовые условия предусматривают некоторые долгосрочные экспортные контракты в Канаде, а также продажи газа крупным конечным промышленным потребителям.

— Цены на газ индексируются в зависимости от изменения цен на электрическую энергию. Обычно это происходит в случае поставок газа на электростанции в целях обеспечения гарантий фиксированной доходности активов.

— Фиксированные цены: составляют незначительную долю газовых контрактов.

Некоторые долгосрочные контракты предусматривают право одной из сторон начать переговоры по пересмотру ценовых условий в случае значительного несоответствия цен контрактов текущей рыночной конъюнктуре.

В последние годы большинство крупных потребителей газа стремятся к диверсификации ценовых условий своих газовых контрактов, часто прибегая к фьючерсному рынку.

4.4. Координация краткосрочных поставок и возможностей транспортировки газа

Увеличение объемов поставок газа, осуществляемых на основе заключения краткосрочных контрактов, привело к необходимости координации данных поставок газа с возможностями его транспортировки. В конце каждого месяца, в течение «заявочной недели» (см. выше), вместе со сделками на поставку газа заключаются сделки на покупку газотранспортных мощностей для использования в соответствующий период.

Развитие фьючерской торговли газом добавило новое измерение рынка газотранспортных мощностей. Последний день торговли фьючерсными контрактами обычно заканчивается за 6-8 дней до начала месяца поставок. Соответственно, практически все газотранспортные компании заканчивают фиксацию распределения газотранспортных мощностей в день закрытия фьючерсного рынка или на следующий день. Цены фьючерсного рынка оказывают непосредственное влияние на спотовые сделки, заключаемые непосредственно перед закрытием рынка газотранспортных мощностей.

Согласование спотового и фьючерсных рынков поставок газа с вторичным рынком распределения газотранспортных мощностей стало возможным благодаря использованию современных информационных технологий — внедрению специальных информационных систем, информирующих участников рынков о складывающейся текущей ситуации.

4.5. Контракты на транспортировку и хранение газа

Реструктуризация газового рынка в Северной Америке привела к фундаментальным изменениям контрактов на транспортировку газа и оказание сопутствующих услуг. В основном эти изменения затронули следующие сферы:

— расширился спектр предоставляемых услуг;

— сократились сроки контрактов на транспортировку газа и суммарные объемы твердого резервирования;

— появились прямые контракты на использование мощностей по хранению газа.

В соответствии с Распоряжением FERC № 636, большинство потребителей, у которых были заключены твердые смешанные контракты (включая транспортировку) на поставку газа, получили возможность их преобразования в первичные контракты на резервирование газотранспортных мощностей. Реформирование газовой отрасли привело к резкому сокращению доли прерываемых поставок, в рамках которых газотранспортные компании имели право отказать в транспортировке газа с коротким уведомительным периодом. В результате, произошло высвобождение мощностей для потребителей, которым необходимы фиксированные объемы транспортировки газа.

Прерываемые газотранспортные услуги стали широко замещаться первичными твердыми и платными («без уведомления») твердыми контрактами на транспортировку газа (Контракты «без уведомления» — это платная газотранспортная услуга, созданная для того, чтобы смоделировать услугу, ранее входившую в состав смешанных контрактов на поставку газа. Основным отличием между обычными твердыми и твердыми «без уведомления» контрактами на транспортировку газа состоит в том, что в случае оказания газотранспортных услуг «без уведомления» на пользователя услуг накладываются определенные финансовые санкции за отклонение от согласованного графика транспортировки. При этом балансировка системы обеспечивается за счет использования имеющихся ПХГ и мощностей, зарезервированных прерываемыми потребителями).

По сравнению с серединой 1980-х годов, когда прерываемые поставки составляли более половины всех объемов транспортируемого газа, в конце 1990-х годов их доля сократилась до 14%. В прошлом клиенты газотранспортных компаний опирались на спотовые покупки транспортируемого на прерываемой основе газа и резервные (в случае прерывания их поставок) покупки газа у газотранспортных компаний, что обеспечивало до половины их потребностей. В настоящее время вторичные продажи высвобождающихся газотранспортных мощностей составляют значительную долю на рынке межштатной транспортировки газа.

Типы газотранспортных услуг варьируются в зависимости от пользователя услуг:

— Газораспределительные компании опираются в основном на обычные твердые и твердые «без уведомления» контракты при первичном резервировании газотранспортных мощностей у газотранспортных компаний. Это обусловлено обязательствами, накладываемыми на них регуляторами штатов, связанными с необходимостью обеспечения надежности поставок газа и ограничения разрешенных доходов.

— Крупные конечные потребители — промышленные предприятия и электростанции — полагаются в основном на твердые первичные контракты и в некоторой степени используют вторичные и прерываемые контракты на транспортировку, как возможность для переключения на альтернативные источники топлива, а также как способ рыночного давления на поставщиков газа;

— Торговые компании как посредники между производителями и конечными потребителями (прежде всего, газораспределительными компаниями), часто имеют диверсифицированный портфель газотранспортных контрактов, в котором прерываемые и вторичные мощности составляют, как правило, около 2/3 их общих потребностей в транспортировке газа. Такой портфель в основном отражает потребности в газотранспортных услугам клиентов торговых компаний.

Вторичный рынок газотранспортных услуг имеют тенденцию к постоянному расширению. Объемы газотранспортных мощностей, приобретаемых на вторичном рынке, с начала его введения в 1996 г., в конце 1990-х годов достигли 16% от общих объемов транспортировки газа. Как правило, объемы вторичных торгов газотранспортными мощностями достигают своего пика перед началом отопительного сезона. Значительная доля (60-70%) попадающих на вторичный рынок мощностей, выкупается их первоначальными владельцами, имеющими право обратного выкупа (опцион), в целях оптимизации коммерческих или операционных условий. При этом в последние годы эта доля постепенно сокращается. Объем вторичного рынка газотранспортных мощностей в Канаде также постоянно растет.

Как уже отмечалось, рыночные цены вторичного рынка газотранспортных мощностей в США часто оказываются существенно выше или ниже первичных регулируемых тарифов на транспортировку газа. Разница достигает 60-70% от верхних предельных ставок во время отопительного сезона. В период низкого спроса и значительного количества свободных газотранспортных мощностей, шипперы (грузоотправители), зарезервировавшие их избыточное количество для покрытия зимнего спроса, часто выходят на вторичный рынок, продавая неиспользуемые мощности по заниженным ценам. Во время пиковых нагрузок рыночная стоимость газотранспортных мощностей значительно возрастает, часто превышая верхние пределы, установленные FERC, что в определенной степени сдерживает развитие рынка и благоприятствует существованию «серого» рынка газотранспортных мощностей.

В то время как значительные объемы оптовых поставок газа в настоящее время осуществляются на основе краткосрочных и среднесрочных контрактов, основная часть газотранспортных мощностей распределена в соответствии с действующими долгосрочными контрактами (при чем на твердой основе), как правило, заключенными с газораспределительными компаниями, сроки которых составляют от 10 до 20 лет. Ключевой проблемой, с которой сталкиваются газотранспортные компании, является необходимость согласования процесса контрактации газотранспортных мощностей с процессом контрактации оптовых поставок газа. Это должно найти отражение в сокращении сроков контрактов на транспортировку газа и возможном создании спотового рынка газотранспортных мощностей параллельно с существующим спотовым рынком газа. Пока известно всего лишь несколько случаев, когда долгосрочные контракты на резервирование газотранспортных мощностей не были продлены. Многие газотранспортные компании ожидают увеличения числа газораспределительных компаний, которые вместо истекающих долгосрочных контрактов перейдут на сокращенные сроки резервирования газотранспортных мощностей — вероятно до 2 лет. В подтверждения данной тенденции приводятся следующие факторы:

— Увеличение доступности конкурентных услуг, таких как услуги по хранению газа, и прямой доступ к производителям газа;

— Увеличение затрат на транспортировку газа, обусловленное применяемым методом разнесения прямых расходов газотранспортных компаний (SFV-метод), увеличивающим расходы пользователей, имеющих более низкий показатель загрузки (такие, как газораспределительные компании);

— Возможность получения дополнительных доходов от вторичной продажи неиспользуемых газотранспортных мощностей;

— Усиление конкуренции на розничных рынках часто способствует увеличению рыночного давления на региональные газораспределительные компании с целью снижения стоимости их услуг и минимизации долгосрочных обязательств. Ожидается, что это может привести к снижению розничных цен на газ и размыванию клиентской базы МГК.

— Возможное снижение спроса на газ в отдельных регионах, обусловленное изменением общей экономической ситуации.

Увеличение количества газотранспортных мощностей, высвобождающихся из-под действия долгосрочных контрактов, с одной стороны, может оказать благотворное влияние на развитие рынка газотранспортных мощностей и расширение спектра предоставляемых услуг, а с другой стороны, создает определенные проблемы, связанные с привлечением инвестиций в сектор транспортировки газа. В частности, вновь возникает вопрос о методологии тарифообразования и обоснованности отнесения инвестиционных расходов на расширение сети или строительство новых газотранспортных мощностей на старых пользователей. FERC признает, что возможен отход от традиционных подходов к регулированию тарифов на транспортировку газа и переход к более рыночным методам тарифообразования.

Сокращение сроков контрактов также создает для газотранспортных компаний проблему финансирования новых проектов или расширения имеющихся мощностей: инвесторы обычно настаивают на долгосрочных обязательствах по резервированию мощностей в целях обеспечения гарантий возврата инвестиционных вложений. Большинство крупных нефтегазовых корпораций готовы разрабатывать новые газовые месторождения лишь при наличии долгосрочных контрактов на транспортировку газа.

Реструктуризация газовой отрасли также значительно повлияла на механизмы использования мощностей по хранению газа. В США принятие Распоряжения FERC № 636 привело к переходу ответственности за покрытие пиковых нагрузок от газотранспортных компаний к МГК и конечным потребителям. Межштатные мощности ПХГ, которые ранее, которые ранее поддерживали услуги газотранспортных компаний по смешанной реализации газа, были разделены и выведены на рынок. Это привело к закреплению основных объемов мощностей по хранению газа за их бывшими фактическими пользователями (главным образом, МГК) в рамках долгосрочных контрактов, и лишь небольшая часть мощностей поступила на свободный рынок. В Канаде, газотранспортные мощности изначально были в руках МГК, поэтому реформирование мало затронуло контрактные отношения в данной сфере.

В результате дерегулирования, объемы мощностей по хранению газа существенно возросли, так как они непосредственно влияют на ежедневную и сезонную балансировку используемых газотранспортных систем и надежность поставок газа, а также обеспечивают возможности осуществления арбитражных сделок на спотовом и фьючерсном рынках. Большинство Северо-Американских центров по торговле газом предлагают услугу по хранению газа как одну из основных услуг. За последние годы произошло существенное увеличение как общей вместимости, так и активной мощности газовых хранилищ, причем активная мощность растет более быстрыми темпами, чем общая вместимость, что отражает важность использования хранилищ газа в целях краткосрочной балансировки и арбитража на спотовом и фьючерсном рынке. По мнению большинства экспертов, использование газотранспортной инфраструктуры и мощностей по хранению газа в настоящее время стало более эффективным по сравнению с дореформенным периодом.

II. РЕФОРМИРОВАНИЕ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ ВЕЛИКОБРИТАНИИ

Рыночные преобразования газовой отрасли Великобритании, осуществленные в течение 1980-1990-х годов, коренным образом изменили ее структуру и взаимоотношения участников газового бизнеса. Первоначальные законодательные инициативы были направлены на обеспечение открытого доступа к газотранспортным сетям и внедрение конкуренции в сфере газоснабжения крупных конечных потребителей. За ними последовала серия мер, направленных на формирование полностью конкурентного рынка, которые включали в себя контрактные и ценовые ограничения на монопольного участника газовой отрасли Великобритании — компанию «Бритиш газ» (British Gas — BG) (в дальнейшем подвергшуюся реорганизации), требования по уступке части своих поставок конкурентам, необходимость полного открытия рынка для конечных потребителей.

Цены на газ в настоящее время в Великобритании не регулируются. Однако осуществляется ценовой контроль за поставками газа компании «Centrica» (бывшего сбытового подразделения BG), которые осуществляются коммунальным потребителям и населению, так как компания остается доминирующим поставщиком на данном сегменте рынка. Тарифы на транспортировку газа по газотранспортным сетям, принадлежащим компании «Transco» — национальной монополии по магистральной и местной транспортировке газа, остаются регулируемыми на основе базового метода «затраты+» (включая значительный период применения метода «price cap»).

«Сетевой кодекс», принятый в 1996 г., установил контрактный режим коммерческих и операционных аспектов использования газотранспортной системы в Великобритании. В нем были подробно сформулированы правила и условия доступа к системе «Transco» для лицензированных пользователей (шипперов), включая новые ежедневные обязательства по балансировке системы.

Основные объемы газа, добываемого на морских месторождениях Великобритании, поставляются по ранее заключенным (и постепенно сокращающимся) долгосрочным контрактам, принадлежащим компании «Centrica». В последние годы появились контракты, заключенные на более короткие сроки — менее 5 лет. Многие производители в настоящее время продают газ на спотовом рынке, доля которого в газоснабжении конечных потребителей достигла 20%. Введение требований по ежедневной балансировке также способствовало увеличению объемов спотового рынка. Объем торгов фьючерсными контрактами, запущенных на Лондонской международной нефтяной бирже (International Petroleum Exchange — IPE) в 1997 г., постоянно растет. Цены спотового и фьючерсного рынка используются в целях индексации при заключении средне- и долгосрочных контрактов на поставку газа.

1. Структура отрасли и ответственность регулирующих органов

Добыча газа в Великобритании осуществляется на 80 месторождениях в Северном море, 6 месторождениях в Ирландском море и 13 наземных месторождениях. Газ, добываемый на морских месторождениях, поступает на 9 терминалов, крупнейшими из которых являются терминалы, расположенные в Сент-Фергюсе в Шотландии и в Бактоне на побережье Восточных островов. В стране действуют около 60 нефтяных и газовых компаний, осуществляющих добычу газа, включая компанию «Сентрика» (бывшую часть «Бритиш газа»), все ведущие международные энергетические компании, а также независимые производители газа.

Структура газовой отрасли Великобритании, обеспечивающая транспортировку и поставки газа, с конца 1980-х годов претерпела радикальные изменения. «BG plc»[2] (бывшая часть «Бритиш газа») в виде своей дочерней компании «Транско» сохранило монопольное положение на рынке национальной и региональной транспортировки газа, а также рынках местного распределения газа: она владеет и управляет фактически всеми газотранспортными и газораспределительным сетями в стране. Единственное исключение составляет газопровод, принадлежащей компании «PowerGen», соединяющий терминал в Тедлторпе на Восточном побережье с 2-мя тепловым электростанциями в Киллингхолме. Газопровод мощностью 9 млрд. м³ между восточным побережьем Шотландии и Ирландией принадлежит Ирландскому газовому Совету. «Интерконнектор», соединяющий Великобританию с континентальной частью Европы, мощностью 20 млрд. м³, принадлежит международному консорциуму частных инвесторов (включая российское ОАО «Газпром»).

«Транско», а также 3 компании, управляющими очень мелкими местными распределительными системами, имеют лицензии публичных транспортеров газа. Все имеющие мощности по хранению газа (выработанное месторождение Раф, комплекс соляных пещер в Хорнси и 5 терминалов СПГ[3] — принадлежат и управляются «БГ Сторидж», дочерней структурой «BG plc».

Оптовые и розничные поставки газа осуществляются целым рядом различных компаний. «BG Trading», дочерняя структура компании «Cентрика», у которой сохранилось право использовать торговую марку «Бритиш газ» в Великобритании, остается крупнейшим розничным поставщиком газа. До 1996 г. она обладала юридической монополией на продажи газ мелким потребителям с годовым объемом потребления менее 2 500 тыс. термий[4]. В 1996 г. эта монополия была устранена, и к концу 1998 г. розничный рынок был полностью открыт для конкуренции. В настоящее время более 70 компаний имеют лицензии на розничные поставки газа промышленным и коммерческим потребителям с объемом потребления свыше 2 500 термий в год. Лицензии на право осуществление розничных поставок газа частным домовладельцам получили более 20 компаний, некоторые их которых являются участниками рынка поставок и для промышленных и коммерческих потребителей. Такими поставщиками являются нефтяные и газовые компании, региональные поставщики электроэнергии, интегрированные энергетические компании и независимые торговые группы, действующие на рынке энергоресурсов. Большинство торговых компаний и поставщиков газа являются лицензированными пользователями (шипперами) газотранспортной сети «Транско».

Органом по газовому регулированию (Office of Gas Regulation — Ofgas), возглавляемый Генеральным директором по поставкам газа (Director General for Gas Supply), отвечает за регулирование газовой отрасли[5]. Его основными функциями являются: осуществление наблюдения за деятельностью «Бритиш газ» как публичного поставщика газа и обеспечение выполнение им требований Законов о газе (Gas Act) 1986 г. и 1995 г., а также последующих дополнений. В соответствии с Законом о газе, Ofgas наделен полномочиями на осуществление лицензирования деятельности по публичной транспортировке газа, использованию публичных газотранспортных систем (лицензии шипперов) поставкам газа конечным потребителям (лицензии поставщиков). Закон также наделил Ofgas полномочиями обращаться в Комиссию по монополиям и слияниям (Monopolies and Mergers Commission — MMC) с запросами о выдаче рапортов по любым вопросам, связанным с условиями выполнения конкретной лицензии. Компании имеют право подавать апелляции на решения Офгаза Регулятор обязан изменить условия лицензии в случае, если MMC посчитает действия лицензиата нарушающими публичные интересы в соответствии с рапортом MMC. Открытый отказ Офгаза в выполнении решения MMC может привести к судебному разбирательству.

2. История рыночных преобразований в Великобритании

2.1. Начальные законодательные реформы

Начало либерализации газовой отрасли Великобритании было положено принятием в 1982 г. Закона о нефти и газе (Oil and Gas Act), однако реальные признаки конкуренции в газовой сфере страны появились только в конце 1980-х годов, прежде всего, как результат регулирующего давления со стороны государственных органов. Закон 1982 г. ликвидировал принадлежащее «Бритиш газ» статусное право на первоочередное осуществление закупок газа, добываемого в Великобритании. Закон также провозгласил право доступа третьих сторон к газотранспортной системе BG.

Законом о газе (Gas Act), принятым в 1986 г., была предусмотрена приватизации «Бритиш газ», а также создание специального национального регулирующего органа по газу (Офгаз). Закон также в явном виде предоставил право крупным потребителям (с объемом потребления свыше 25 000 термий[6] в год) осуществлять закупки газа у иных, кроме BG, поставщиков. Была также усилена регламентация доступа третьих сторон к услугам по транспортировке газа. За «Бритиш газ» было закреплено монопольное право на обслуживание потребителей с объемом менее 25 000 термий в год на срок 25 лет. Закон обязал BG обеспечивать газоснабжение потребителей, расположенных в пределах 25-ярдовой[7] зоны от существующей системы газопроводов и удовлетворять разумные экономические требования по продлению истекающих контрактов.

Эти реформы, предпринятые в целях внедрения ограниченной конкуренции на рынке газа для крупных конечных потребителей, на практике не привели к существенным изменениям в системе реализации газа. Производители не желали осуществлять прямые поставки газа потребителям, так как «Бритиш газ» предлагал им более выгодные оптовые (net-back) цены. В результате, монополия «Бритиш газ» на закупки газа, добываемого независимыми производителями, сохранилась, но при этом у него появилось право реализации газа по свободным ценам крупным конечным потребителям.

Цены на газ для остальных потребителей устанавливались регулирующим органом по формуле RPI-X-Y, которая обеспечивала постепенное снижение стоимости газа и повышение эффективности текущей и инвестиционной деятельности «Бритиш газ».

2.2. Регуляторное давление с целью внедрения конкуренции

Негативные результаты начального этапа реформирования вызвали необходимость внедрения более эффективных методов стимулирования конкуренции, что совпало с давлением на регулирующие органы со стороны новых поставщиков и потребителей газа — потенциальных инвесторов в перспективные газо-энергетические проекты, которые выступали против ценовой политики «Бритиш газ», привязывавшего цены на газ к ценам на нефть — что привело к расследованию, проведенному Комиссией по монополиям и слияниям в 1988 г. Выводы, сделанные MMC, а также последующее расследование ситуации на газовом рынке, проведенное Офисом по честной торговле (Office of Fair Trading — OFT) в 1991 г., заставили Офгаз предпринять серию мер по снижению барьеров входа на газовый рынок для производителей и поставщиков газа, и сокращению рыночной доли «Бритиш газ» до уровня 40% — цели, намеченной газовым регулятором к 1995 г.

По требованию Офгаза, BG был обязан закупать не более 90% газа, добываемого на новых шельфовых месторождениях, введенных в эксплуатацию в период с июня 1989 г. по май 1991 г., что предоставило данным производителям возможность продавать, по меньшей мере, 10% добываемого ими газа независимым поставщикам или конечным потребителям.

В 1992 г. Офгаз потребовал от BG вывести из-под действия долгосрочных контрактов и передать независимым поставщикам 500 млн. термий[8] газа — в период 1992/93 — 1994/95 гг. и 250 млн. термий[9] в 1995/96 гг. В результате, более 30 компаний получили газ по данному плану.

На «Бритиш газ» были наложены обязательства не заключать индивидуальных контрактов на конкурентном рынке газа и заменить их публичными контрактами, основанными на недискриминационных условиях. Компания была обязана публиковать индикативные цены продажи газа.

На «Бритиш газ» было наложено требование осуществить бухгалтерское разделение видов деятельности, связанных с транспортировкой газа, от сферы торговли газом, и установить так называемые «китайские стены» по обмену информацией между данными направлениями деятельности BG для того, чтобы обеспечить недискриминационный доступ к принадлежащей ей газотранспортной инфраструктуре. BG была обязана публиковать тарифы на транспортировку и хранение газа.

В 1992 г. Офгаз снизил барьер потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию «Бритиш газ», с 25 000 до 2 500 термий[10] в год.

Реализация этих мер привела к быстрому увеличению числа потребителей, получающих газ от независимых поставщиков. С 1992 г. по 1995 г. доля «Бритиш газ» сократилась с 75% до 25%. В свою очередь, Офгаз снял с «Бритиш газ» обязанности по обеспечению публичности при продажах газа.

2.3. Полное внедрение конкуренции: Закон о газе 1995 г.

Потенциал развития рынков энергоресурсов, заложенный в конце 1980-х годов с помощью разделения монопольных и потенциально-конкурентных видов деятельности, был усилен широким внедрением информационных технологий. Приватизация электроэнергетической отрасли Великобритании, проведенная в 1990 г., сопровождалась созданием конкурентного рынка электроэнергии и утверждением графика постепенного вывода крупных потребителей на свободный рынок, происшедшего в 1998 г.

В 1993 г. после двух отчетов MMC, в которых указывалось на необходимость устранения монопольного положения «Бритиш газ», Правительство Великобритании выпустило постановление, направленное на стимулирование внедрения конкуренции в газовой отрасли. Открытие новых запасов газа в Северном море и, как результат, понижающее давление на ценовую конъюнктуру, после 1994 г. привели к расширению конкурентного газового рынка, делая его доступным для новых потребителей и смягчая эффект устранения ликвидации перекрестного субсидирования для мелких потребителей.

Законом о газе 1995 г. был предусмотрен график вывода на конкурентный рынок газа остальной части потребителей, выполнение которого в 1998 г. завершило процесс формирования полноценного газового рынка в Великобритании. Такая скорость открытия рынка газа была беспрецедентной, значительно опережая пилотные программы внедрения конкурентных отношений среди мелких потребителей, запущенные в конце 1990-х годов в США.

Для регламентации процесса создания рынка газа, Законом о газе было предусмотрено внедрение специальной системы лицензирования, включающей в себя лицензирование операторов газотранспортной инфраструктуры (в первую очередь, «Бритиш газ») и лицензирование пользователей сети (шипперов) и поставщиков газа (обслуживающих потребителей различных категорий). Лицензия поставщика, выдаваемая Офгазом, требовала от компании-соискателя выполнения определенных требований по финансовой устойчивости, а также накладывала ряд условий, включая недискриминационное поведение на рынке и обязательства по стимулированию энергосбережения. Законом также была предусмотрена процедура разработки и принятия так называемого «Сетевого кодекса», устанавливающего правила доступа и использования газотранспортной инфраструктуры.

Полная конкуренция в сфере потребления газа Великобритании была последовательно внедрена в течение 2,5 лет — с 1996 г. по 1998 г. Первая пилотная программа, охватывающая 500 тыс. потребителей, расположенных на Юго-Западе Англии, была запущена в апреле 1996 г., вторая — для 1,5 млн. потребителей Юга и Юго-Востока Англии — в феврале-марте 1997 г. Третья и завершающая фаза дерегулирования розничного рынка газа была осуществлена в ноябре 1997 г. с выводом на свободный рынок потребителей Шотландии и в мае 1998 г. — потребителей Большого Лондона[11]. Компания «Сентрика» продолжала поставлять газ конечным потребителям до тех пор, пока они не принимали решение о переходе к альтернативным поставщикам. Количество потребителей, отказавшихся от монопольного обслуживания, к концу 1990-х годов составило около 25%.

Публикация индикативных и предлагаемых цен и другой рыночной информации явились ключевыми факторами выбора потребителей: цены альтернативных поставщиков оказались на 10-20% ниже цен, предлагаемых «Сентрика», а условия обслуживания более гибкими.

Ценовое регулирование «BG Trading» было сохранено. Для мелких конечных потребителей была установлена следующая формула цены: RPI-5%. При этом BGT было предоставлено право продавать газ по ценам, ниже данного предельного уровня.

3. Регулирование тарифов на транспортировку и хранение газа

Как фактические владельцы и операторы газотранспортных и газораспределительных сетей, и мощностей по хранению газа «БГ Транско» и «БГ Сторидж» оставались субъектами регулирования, осуществляемого Офгазом в целях недопущения злоупотреблений доминирующим положением и обеспечения надежности поставок газа. Законом о газе 1986 г. было установлено, что транспортировщику должны быть возмещены затраты, покрывающие его эксплуатационные, управленческие и капитальные расходы в пределах стоимости активов, и исключены любые расходы, не связанные с транспортировкой газа (в частности, операции по реализации газа).

Регулирование тарифов «Бритиш газ» эволюционировало от регулирования смешанной (включая транспортировку) стоимости реализации газа до регулирования чистой стоимости тарифов на оказание газотранспортных услуг. При регулировании использовалась формула RPI-X+Y, как правило, устанавливаемая на 5-летний период. Впервые данная формула была введена в апреле 1992 г. и представляла собой RPI-5% — как верхний предел повышения стоимости негазовой части затрат. Увеличение Y было ограничено индексом увеличения цены газа минус коэффициент повышения эффективности.

Разногласия между «Бритиш газ» и Офгазом по поводу методологии регулирования стоимости транспортировки газа и решение Офгаза о снижении порогового значения размеров потребителей, допускаемых на нерегулируемый рынок, до 2 500 термий в год, принятое в 1992 г., привели к нескольким обращениям в MMC, которая провела расследование и сформулировало свои выводы и рекомендации. Основными из них были следующие:

— «Бритиш газ» было обязано осуществить организационное отделение деятельности по транспортировке и хранению газа от деятельности по реализации газа;

— Деятельность по транспортировке и хранению газа должна быть подвергнута различным видам регулирования, включая применение формулы RPI-X, в которой доходность активов, введенных до 1992 г., устанавливалась на уровне 4-4,5%, а доходность новых инвестиций — в диапазоне от 6,5 до 7,5%; установление ответственности «Бритиш газ» за поддержание безопасности функционирования газотранспортной инфраструктуры, балансировки спроса и предложения, внедрение рыночных методов измерения объемов транспортируемого газа;

— Устранение монопольного положения «Бритиш газ» в сфере обслуживания конечных потребителей (см. выше).

В ответ на отчет MMC, президент Совета по торговле (Государственный секретарь по промышленности) принял решение потребовать от «Бритиш газ» внутреннего структурного обособления деятельности по транспортировке/хранению газа от торговой деятельности, которые позднее были локализованы в «BG Transco» и «BG Trading».

В 1994 г. регулятор газовой отрасли (Офгаз) выполнил рекомендации MMC о применении регулируемых цен только для потребителей с объемом потребления менее 2 500 термий в год и снижении компонента X в формуле цены с 5% до 4%. Офгаз также ввел формулу RPI-X для транспортировки и хранения газа на период 1994-97 гг., установив компонент X на уровне 5%, приняв начальное значение тарифа на уровне 1993/94 гг.

В 1996 г. Офгаз снова обратился в MMC за заключением на предлагаемую формулу цены на период 1997-2002 гг. Отчет MMC последовал в 1997 г. и практически полностью был выполнен Офгазом. Ключевые элементы предложений Офгаза, основанные на рекомендациях MMC и реализованные «Транско», были объявлены в октябре 1997 г. и включали в себя:

— Начальное снижение средних ставок на 21%, что эквивалентно около 13% разрешенных к покрытию расходов «Транско». Будущие ставки ограничивались ежегодной формулой RPI-2%.

— Структура формулы тарифа также была изменена, допуская покрытие только 50% доходов от фактически транспортируемых объемов газа. Это было сделано в целях предотвращения получения «Транско» дополнительных доходов, возникающих вследствие превышения фактических объемов транспортировки газа над запланированными, и стимулирования BG осуществлять инвестирование в расширение сети. Остальные 50% доходов должны быть зафиксированы на основе запланированных объемов транспортировки. Формула RPI-X также была дифференцирована — отдельно для крупных и отдельно мелких потребителей (предыдущая формула, со 100-процентной зависимостью от объемов потребления, применялась для всех категорий потребителей и вела к завышению доходов компании, получаемых от таких крупных потребителей, как электростанции).

— Регулирование стоимости услуг по транспортировке и хранению газа было разделено. Была утверждена специальная формула предельного тарифа на оказание услуг по хранению газа, предусматривающая отдельную плату за общую и активную мощность. При чем, для крупнейшего газового хранилища Великобритании Раф были утверждены отдельные ставки.

В соответствии с Законом о газе 1995 г., структура газотранспортного тарифа «Транско» должна отражать структуру его затрат. При этом, общая ставка включает в себя отдельные ставки за использование Национальной газотранспортной системы (NTS), Газотранспортной системы низкого давления (LTS), газораспределительной системы, а также за обслуживание потребителей. При этом только ставки за использование NTS и LTS были зависящими от расстояния, предполагая более высокую плату за транспортировку газа на расстояния, относительно более удаленные от точек входа в систему. Для мелких потребителей (до 25 000 термий/год), плата за мощность и плата за прокачку была объединена в единую плату за использование системы, предполагая загрузку на уровне 39%.

До недавнего времени, фактические ставки были установлены на таком уровне, что общие фактические затраты «Транско» покрывались примерно в равной степени платой за мощность и платой за прокачку. Такая структура тарифной ставки базировалась на методологии разнесения затрат, основанной на оценочных расчетах разницы между средней стоимостью транспортировки газа при фактическом уровне загрузки системы и стоимостью транспортировки при гипотетической 100-процентной загрузке.

Данная методология постепенно модифицировалась в направлении увеличении доли затрат, покрываемых за счет платы за мощность при использовании NTS: от 65/35 в 1997/98 г. до 75/35 в 1998/99 г. и последующие годы[12]. Это сделало процесс тарифообразования в Великобритании соответствующим практике тарифного регулирования, применяемой в США, где, как уже отмечалось, более 90% стоимости затрат покрывается за счет платы за мощность. «Транско» также предлагает изменить соотношение между ставками платы за использование NTS, LTS, газораспределительных сетей и обслуживание потребителей с тем, чтобы снизить относительную долю платы за использование NTS.

Кроме того, в последние годы «Транско» предложила Офгазу внести изменения в методологию тарифообразования при использовании NTS. Вместо одной Национальной точки балансировки (НТБ) предлагается ввести 3 новых ценовых (тарифных) режима. В настоящее время применяется единая плата за использование сети для всех поставок газа через NTS, не предполагая какой-либо дифференциации в зависимости от расстояния транспортировки. По мнению «Транско», новый подход позволит учитывать разницу в расстояниях, что будет стимулировать повышение эффективности использования системы и инвестиции в нее. Однако высказываются опасения, что данные предложения приведут к увеличению бумажной работы, а также к фрагментации спотовой и фьючерсной торговли, которая в настоящее время в основном осуществляется на основе НТБ.

В начале 1997 г. компания «Бритиш газ» приняла решение об отделении деятельности по транспортировке газа от сферы торговли газом, как это было ранее рекомендовано MMC. На базе холдинговой компании «BG Trading» была образована компания «Centrica plc», к которой перешло право использовать наименование «Бритиш газ» в Великобритании. К компании «Centrica» в качестве дочерней структуры (под названием «Углеводородные ресурсы») также отошло морское месторождение Морекомбе. «BG plc» была учреждена как холдинговая компания, объединяющая «Transco», бизнесы BG по разведке и добыче газа, международные инвестиционные проекты в сфере реализации газа и сопутствующие бизнесы. В сентябре 1997 г. в рамках «BG plc» была выделена новая структура под названием «BG Storage», ранее входившая в состав «BG Transco».

В октябре 2000 г. «BG plc» была реорганизована: была образована компания «BG Group plc», куда вошли бизнес по хранению газа «BG Storage» и международные проекты BG; газотранспортная инфраструктура «BG Transco» вошла в состав «Lattice Group plc».

4. Влияние реструктуризации отрасли на контрактные отношения и механизмы ценообразования в сфере транспортировки и хранения газа

Описанные выше реформы системы регулирования газовой отрасли Великобритании привели к радикальному изменению структуры отрасли. Основные изменения коснулись условий транспортировки и хранения газа, а также механизмов тарифообразования на оказание данных услуг. Закон о газе 1995 г. обязал «Транско», как единственного обладателя лицензии на национальную публичную транспортировку газа, разработать и ввести в действие «Сетевой кодекс», устанавливающий стандартные правила и условия, применяемые к любому пользователю, желающему использовать газотранспортную инфраструктуру и мощности по хранению газа, принадлежащие компании «Транско». Таким образом, «Сетевой кодекс» был предназначен для установления контрактного режима управления коммерческими и операционными аспектами транспортировки газа в Великобритании. Кодекс был разработан «Транско» в кооперации с другими участниками отрасли и введен в действие в 1996 г. Введение «Сетевого кодекса» явилось ключевым элементом перехода к полностью конкурентному рынку в стране. Ранее, условия транспортировки газа, принадлежащего третьим лицам, через газотранспортную систему «Бритиш газ», определялись так называемыми «законными» контрактами, введенными в практику в 1989 г., в которых устанавливались точки сдачи газа в систему и точки отбора газа потребителями.

Ключевыми аспектами «Сетевого кодекса» являются:

— Ежедневная балансировка: Для пользователей газотранспортной системы были введены обязательные условия по ее ежедневной балансировке в условной точке — так называемой «Национальной точке балансировки» (National Balancing Point — NBP). Этими требованиями был заменен ранее действовавший режим ежемесячной балансировки. Теперь «Транско» несет ответственность только за корректировку возможных разбалансировок, возникающих вследствие нарушений со стороны пользователей сети (шипперов). На нарушителей налагаются штрафы, соответствующие уровню отклонений от согласованных режимов.

— «Высший менеджер»: Подразделение «Транско», известное как «Высший менеджер», отвечает за проводящуюся в течение летнего периода закачку и поддержание определенного уровня газа в хранилищах в количестве, достаточном для обеспечения ожидаемого пикового зимнего спроса с учетом прогнозируемого уровня добычи и поставок газа. Мощности по хранению обычно резервируются шипперами, но их объемы могут оказаться недостаточными для покрытия сезонных потребностей. «Высший менеджер» имеет право осуществлять закупки газа и его закачку в неиспользуемые мощности ПХГ в соответствии с собственной оценкой разницы между мощностями, зарезервированными шипперами, и теми мощностями, которые могут потребоваться. «Высший менеджер» может сделать этот газ доступным для потребителей в дни пиковых нагрузок, либо с помощью «механизма гибкости», либо путем прямых продаж газа шипперам, зарезервировавшим газ в ПХГ, но не рассчитавшим потребности своих потребителей. В любом случае, цена такого «пикового» газа оказывается крайне высока. Все расходы, понесенные «Высшим менеджером», относятся на счет шипперов на пропорциональной основе.

— Резервирование входных и выходных мощностей: Шипперы должны зарезервировать на 12-месячный период газотранспортные мощности в каждой точке входа в систему «Транско», в которую они собираются подавать газ. Они также должны зарезервировать выходную мощность в определенной выходной зоне (всего — 37) для подачи газа своим клиентам — крупным промышленным потребителям и электростанциям, получающим газ на твердой основе с ежедневным измерением поставок. Не измеряемые ежедневно мощности «Транско» распределяет среди потребителей самостоятельно (расчетным методом), что позволяет шипперам регулировать свои подачи и отборы газа из системы гибким образом, без необходимости индивидуального определения точек входа и выхода с каждым конкретным потребителем, как это имело место ранее (в предыдущие годы использовали зонтичные и трансфертные контракты, предоставляющие шипперам определенную гибкость в регулировании подачи и отбора газа).

— Торговля вторичными мощностями: В соответствии с «Сетевым кодексом», шипперы имеют право продавать друг другу зарезервированные за ними газотранспортные мощности. «Транско» поддерживает электронную торговую систему, в которой шипперы могут оставлять заявки на покупку или продажу мощностей. При этом шипперы имеют право торговать газотранспортными мощностями напрямую друг с другом, но все совершенные сделки должны быть зарегистрированы в «Транско». Шиппер, который первоначально зарезервировал мощность, остается обязанным осуществить ее оплату в пользу «Транско». Цены сделок вторичного рынка не регулируются. Объемы торгов вторичными мощностями пока не велики: не превышают 10% всего транспортируемого газа.

— Торговля газом, находящимся в системе: В случае, если у шиппера есть избыточные входные мощности, он может продать газ «в системе» другому шипперу, испытывающему недостаток входных мощностей в точке балансировки (NBP). Сделки могут совершаться либо непосредственно до, либо в день поставки газа. Договорившись о сделке по взаимоустраивающей (рыночной) цене, каждая из сторон уведомляет «Транско» об изменении номинации точки входа: получив уведомления, «Транско» проверяет соответствии номинаций, но не принимает участия в финансовых взаимоотношениях сторон.

— Распределение поставок газа потребителям, у которых отсутствует возможность ежедневного измерения объемов потребляемого газа: Несмотря на, что «Сетевой кодекс» требует от шипперов осуществлять балансировку их подач и отборов газа на ежедневной основе, система не обеспечивает шипперов возможностью ежедневного измерения объемов поставляемого ими газа для большинства мест подключения потребителей. Только наиболее крупные промышленные и коммерческие потребители оборудованы системами ежедневного измерения объемов подачи газа (все конечные потребители, потребляющие более 75 000 термий[13] в год, оборудованы системой ежедневного измерения объемов подачи газа); измерения объемов потребления газа в секторе частного домовладения осуществляется обычно один или два раза в год. Для решения этой проблемы, «Транско» использует специальный алгоритм — сложную математическую формулу, позволяющую оценочным образом рассчитывать объемы ежедневного потребления газа потребителями, не имеющими возможности ежедневно измерять объемы потребленного ими газа. Для этого используются такие параметры, как размер потребителя, профиль загрузки, месторасположение, погодные условия. Данные расчеты выполняется перед каждым операционным днем. Объемы подачи газа рассчитываются для каждого шиппера, который уведомляется об индивидуальных суммарных объемах подачи газа неизмеряемым потребителям. Затем до 15 часов дня от шипперов требуется указать, сколько газа они собираются транспортировать или закачать в ПХГ на предстоящий операционный день. И уже на основе полученной информации «Транско» планирует предстоящие на следующий день операции.

— Резервирование мощностей для хранения газа: «БГ Сторидж» предоставляет шипперам возможность зарезервировать мощности по хранению газа на предстоящий год. Начиная с 1 мая, мощности ПХГ распределяются путем проведения тендера. Тендер проводится по фиксированной цене, хотя Офгаз рассматривает возможность перехода на аукционный принцип распределения мощностей («БГ Сторидж» выступает против такого подхода, аргументируя это тем, что его лицензия позволяет ему варьировать стоимость услуг по хранению газа до тех пор, пока они отражают разумные расходы, и лишь в пределах разрешенной величины прибыли. Офгаз не согласен с этим аргументом, но опасается, что продолжение дискуссии о регулирующим полномочиях Офгаза в сфере хранения газа негативно отразится на развитии конкурентной среды. Поэтому регулирующий орган тщательно изучает структуру рынка хранения газа и поведение основных его участников). Первичное резервирование мощностей по хранению газа прекращается 30 ноября. В зависимости от общего количества мощностей, зарезервированных шипперами, и ожидаемых потребностей, «Высший менеджер» может выставить на аукцион избыточные, по его мнению, мощности — но опять-таки по регулируемым ставкам. Также как и при распределении газотранспортных мощностей, шипперы должны заключить 12-месячные контракты на весь данный период, начиная с 1 мая. Зарезервированные шипперами мощности по хранению газа (с газом или без) могут быть проданы на вторичном рынке по свободным ценам.

— Прерывания «Транско»: В исключительных обстоятельствах, например, в случае нехватки свободных мощностей в системе, «Транско» имеет право ограничить подачу газа в некоторые зоны системы. Эти ограничения не касаются точек входа и зон выхода из NTS. Для подготовки к таким ситуациям, «Транско» должна заранее распределить среди шипперов тех потребителей, которые могут быть объявлены прерываемыми. «Транско» не имеет право каким-либо образом дискриминировать шипперов в распределении прерываний. На практике, только около 10% прерываний накладываются «Транско»: остальные осуществляются самими шипперами в целях балансировки.

Схема 2.1 иллюстрирует физические потоки газа в системе «Транско» и возможности осуществления торговых операций, предоставляемые режимом, заложенным в «Сетевом кодексе»:

Потребители

Точки поставки

Прямые отборы газа из НТС

Местная распредели-тельная зона

Местная распредели-тельная зона

Местная распредели-тельная зона

Местная распредели-тельная зона

 

 

 

 

До полного вступления в силу «Сетевого кодекса» был предусмотрен специальный переходный период, позволяющий участникам рынка адаптироваться к новому режиму доступа к газотранспортной инфраструктуре. В течение начального этапа (так называемой «мягкой посадки»), стартовавшего в апреле 1996 г., штрафы, налагаемые на шипперов за невыполнение требований по балансировке, были установлены на минимальном уровне. Полное введение Кодекса в силу («жесткая посадка»), было осуществлено в сентябре 1996 г. Практика показала, что большинство положений Кодекса, работают хорошо. Некоторые шипперы, однако, недовольны функционированием механизма гибкости, который ведет к сильным ценовым колебаниям в течение операционного дня и избыточным финансовым санкциям.

4.1. Долгосрочные контракты на поставки газа на побережье

Несмотря на огромные изменения, происшедшие на газовом рынке Великобритании за прошедшие 10-15 лет, более 80% газа, поставляемого производителями шипперам или торговым компаниям, осуществляется по долгосрочным контрактам, подписанным в конце 1970-х, в 1980-е и в начале 1990-х годов. Большинство из этих контрактов, предполагающих фиксированные поставки, рассчитаны на полную выработку разрабатываемых месторождений. Данные контракты часто предусматривают так называемое условие «переключения», по которому дневные объемы поставок газа, осуществляемых в зимний период, могут быть значительно выше среднедневных контрактных объемов поставок (в некоторых контрактах пиковые дневные отборы газа могут в 2 раза превышать годовые среднедневные отборы). Эти контракты также включают условие «take-or-pay», по которому покупатель обязан оплачивать минимальные объемы газа (обычно 70-80% предусмотренных в контракте годовых объемов), в независимости от того, отбирает он этот газ или нет. Цены в долгосрочных контрактах обычно индексируются в зависимости от изменения цены сырой нефти и/или цен на нефтепродукты (обычно мазут или газойль), а в некоторых случаях, в зависимости от уровня инфляции.

Большинство данных контрактов принадлежат компании «Сентрика», которая получила их при разделении бывшей «Бритиш газ». Основная часть газа, поставляемого «Сентрикой» потребителям, обеспечивается контрактами, подписанными до введения конкуренции, в начале 1990-х годов. Некоторая часть газа, ранее законтрактованная «Бритиш газ», была выведена на рынок в начале 1990-х годов. До недавнего времени «Сентрика» была обязана вновь вступить в переговоры по контрактам, условия которых становились нерыночными, то есть когда цены на газ существенно отрывались от цен на нефть. Эти новые переговоры включали в себя либо изменение формулы цены, либо прекращение контракта с компенсационной выплатой производителю. Ожидается, что по мере снижения доли «БГ Трейдинг» (торговое подразделение «Сентрики») на рынке частных домовладельцев, высвобождающиеся объемы газа, получаемые компанией по долгосрочным контрактам, поступят на спотовый рынок.

Перепроизводство газа, которое произошло на газовом рынке Великобритании в 1995 г., привело к резкому снижению цен на газ на спотовом рынке, которые за несколько месяцев упали почти в 2 раза. По мере того, как конкуренты «Бритиш газ» начали получать значительную часть своего газа со спотового рынка, «Бритиш газ» была вынуждена оплачивать значительные объемы газа, законтрактованного по долгосрочным контрактам, по более высоким ценам (Несколько облегчало проблему наличие в контрактах «Бритиш газ» условия «переключения», что позволяло компании продавать большую часть газа в зимний период, когда цены, как правило, превышают летние). Трудности «Сентрики» в ее конкуренции на рынках промышленных и коммерческих потребителей были усилены решением Правительства Великобритании ввести конкуренцию на рынке частных домовладельцев в 1996-98 гг. Данные проблемы привели «Сентрика» к необходимости вступить в переговоры с производителями газа с целью установить более гибкие условия для конкурентной торговли на долгосрочный период. При этом часть из этих поставщиков газа была также заинтересована в снижении обязательств по «переключению».

В течение 1,5 лет (с конца 1996 г. по начало 1998 г.) «Сентрики» удалось договориться со своими контрагентами о пересмотре контрактных условий по наиболее дорогостоящим контрактам. Объем этих контрактов составил 46,4 млрд. термий[14], что соответствует примерно 1/3 части общего объема закупок «Сентрики». Более половины данных контрактных объемов были прекращены, по остальным базовые цены были снижены и введен рыночный механизм индексации цены. «Сентрика» была вынуждена заплатить около 1,2-1,3 млрд. $ деньгами и активами в качестве компенсации. Но в результате, в январе 1998 г. было объявлено, что проблема долгосрочных «take-or-pay» контрактов «Сентрики» была разрешена, компания также сохранила стратегически важное месторождение Морекомбе, необходимое для выполнения требований «Транско» по балансировке.

Новый газ, поступающий с морских месторождений Великобритании, большей частью продолжал продаваться на условиях твердых поставок — либо торговым компаниям (большинство из которых являются дочерними структурами производителей газа) на входе в NTS либо непосредственно крупным промышленным потребителям или тепловым электростанциям. В течение первой половины 1990-х годов произошел некоторый сдвиг в сторону контрактов продолжительностью от 5 до 10 лет, цены в тот период все еще были привязаны в основном к ценам на нефть. В настоящее время продолжительность контрактов составляет от 3 до 5 лет, хотя имеются и некоторые 10-летние контракты. Цены в большинстве их них привязаны к ценам спотового или фьючерсного рынка газа. Увеличивается доля газа, добываемого на новых месторождениях (сверх количества, предусмотренного средне- и долгосрочными контрактами), и поступающая на спотовый рынок. Некоторые компании готовятся к разработке месторождений в отсутствие контрактов с фиксированными условиями, предполагая продавать весь добываемый газ на спотовой основе.

По мере изменения условий традиционных контрактов на разработку газовых месторождений и введения требований по ежедневной балансировке в пиковые дни, производители выражают обеспокоенность возможностью выполнения резервных поставок в случае незапланированного снижения объемов добычи. Наиболее крупные производители, с 24-часовым управляемым производственным циклом, предлагают услуги по обеспечению резервных поставок более мелким производителям, не обладающими возможностями по быстрому наращиванию поставок газа с единственного разрабатываемого ими месторождения. Ценовой риск, присущий старым долгосрочным контрактам, привел к появлению рынка управления финансовыми рисками.

4.2. Спотовые рынки

Спотовые рынки представляет собой торговлю стандартизованными контрактами, осуществляемую на 2-х сторонней основе или с помощью брокеров по фиксированным ценам в течение фиксированного периода поставки. Условия поставки могут быть самими разнообразными — от 1 дня до 1 года и более, также могут быть форвардные поставки. Участниками спотового рынка являются производители, шипперы, покупающие и продающие газ для балансировки их портфелей контрактов, производители электроэнергии, покупающие газ для собственных нужд, а также трейдеры — спекулянты. Стандартный контракт, первоначально разработанный «Бритиш газ» и устанавливающий детальные условия осуществления спотовых транзакций, был одобрен большинством участников рынка и к концу 1997 г. заменил множество использовавшихся ранее видов контрактов. Хотя большинство спотовых контрактов являются конфиденциальными, индикативные уровни рыночных цен для различных категорий спотовой торговли публикуются специальными информационно-аналитическими службами. Эти данные, в свою очередь, используются в качестве базиса для индексации цен в некоторых контрактных инструментах риск-менеджмента, таких как свопы и опционы, большинство из которых совершаются на нефтяном рынке.

Спотовая торговля газом начала развиваться в 1993 г. и значительно выросла в течение 2-х последующих лет. Доля газа, первая продажа которого была физически осуществлена на спотовом рынке, в настоящее время составляет около 20%. Отношение конечных поставок газа, первоначально торгуемого на спотовом рынке в НТБ, к общему количеству поставок газа в среднем выше в летний период, так как пиковые зимние нагрузки в основном удовлетворяются поставками «Сентрики», что снижает объемы использования спотового рынка.

Структура спотовой торговли с начала ее ведения значительно изменилась. В начале, большинство сделок представляли собой поставки на предстоящий месяц. Начиная с 1995 г., торговля стала более диверсифицированной, увеличилась доля однодневных и дневных сделок (отражая требования по ежедневной балансировке, введенные «Сетевым кодексом»), а также сделок на срок 3 месяца. Обычные объемы сделок колеблются от 25 000 до 50 000 термий в день, хотя на рынке торгуются и более крупные объемы газа. Другое крупное изменение коснулось точек доставки. До вступления в начале 1996 г. в силу «Сетевого кодекса», основные объемы торговли приходились на точки поставки в Бактоне или Сент-Фергюсе. В настоящее время более 90% торговых сделок предусматривают стандартные условия поставки на НТБ (что предполагает дополнительную плату, взимаемую «Транско» за вход в НТС). Такие условия торговли стали более привлекательными для шипперов, так как торгуемый газ непосредственно регистрируется «Транско» как газ, поданный в систему, что учитывается в ежедневных балансах шипперов.

4.3. Фьючерсный рынок

В феврале 1997 г. на Международной нефтяной бирже (IPE) в Лондоне была запущена электронная система по торговле фьючерсными контрактами на природный газ. Также как и в США, данная система обеспечивает прозрачный механизм для хеджирования, спекулятивных сделок, и в некоторых случаях, для физических поставок. Точкой поставки газа является НТБ, что обеспечивает хеджирование рисков спотовой торговли на базе НТБ. Торговля осуществляются в конкретные дни, вплоть до недели, период балансировки стандартных месячных и календарных месячных периодов длится до 15 месяцев.

Объемы биржевой торговли фьючерсными контрактами на газ постоянно растут, но пока остаются значительно ниже объемов спотовой торговли газом. Общий объем сделок на фьючерсном рынке оценивается в 15-20% от объемов спотового рынка. На рынке доминируют несколько крупных игроков. Фьючерсные цены на IPE начинают использоваться в качестве базиса в ценовых условиях газовых контрактов.

4.4. «Механизм обеспечения гибкости»

«Механизм обеспечения гибкости» (или рынок балансирующих поставок) — это ключевой инструмент, с помощью которого «Транско» выполняет свои обязательства по физической балансировке газа в системе, предусмотренные «Сетевым кодексом». Данный рынок, организованный и поддерживаемый «Транско», предназначен для определения фактической маржинальной стоимости ежедневной балансировки системы, и служит корректным ценовым сигналом для шипперов при формировании их балансирующих портфелей. Это достигается с помощью открытых рыночных предложений по покупке или продаже того количества газа, которое необходимо для балансировки системы в любой конкретный момент времени; цены, получаемые в результате таких «балансирующих» транзакций затем используются для оплаты индивидуальных небалансов конкретных шипперов, то есть платежей тех шипперов, у которых не хватает газа, или платежей в пользу тех шипперов, которые имеют избыточный газ. В конце 1990-х годов рынок «гибкости» «Транско» составлял около 2% от общей пропускной способности системы. Основные объемы сделок приходятся на зимний период.

«Сетевой кодекс» установил принципиальные различия дней, когда система находится в балансе, и дней, когда баланс отсутствует (в пределах допустимых отклонений):

— В те дни, когда система полностью сбалансирована, конкретные шипперы, не обеспечивающие балансировку, должны платить «Транско» или получать от нее плату за их индивидуальные небалансы по среднесистемной цене (system average price — SAP), складывающей на данный операционный день.

— В те дни, когда система насбалансирована, платежи, причитающиеся или получаемые от шипперов за их индивидуальные небалансы в пределах допустимых отклонений осуществляются по системным маржинальным ценам (system marginal price — SMP), которые представляют собой минимальную или максимальную цену, уплаченную/полученную «Транско» за балансирующие покупки/продажи в течение данного операционного дня. Таким образом, SMP-цены, представляющие собой максимальные цены в дни пиковых нагрузок, когда система несбалансирована, являются штрафным санкциями для тех шипперов, которые не выполняют строгую ежедневную балансировку. SMP-цены разделяются на 2 цены: цену покупки и цену продажи, которые в совокупности являются своего рода комиссией «Транско» за выполнение балансирующих сделок.

В пиковые дни поставки газа на рынок балансировки обеспечиваются за счет следующих 3 источников:

1) Дополнительные поставки газа от производителей;

2) Использование газа в ПХГ;

3) Управление потреблением, обычно с помощью прерываемых потребителей.

В экстремальных обстоятельствах, «Транско» может обратиться за балансирующими поставками к «Высшему менеджеру». В соответствии с «Сетевым кодексом», цены такого газа примерно в 50 раз выше стоимости обычного газа из ПХГ. Единственным разрешенным источником покрытия расходов «Транско» по обеспечению балансировки системы является рынок балансирующих поставок. Все дополнительные убытки или прибыль «Транско», получаемая от данных операций, покрывается или распределяется среди шипперов пропорционально объемам использования ими системы.

Результаты функционирования рынка балансирующих поставок, который был полностью введен в сентябре 1996 г., оцениваются противоречиво, в основном из-за периодически достигаемых крайне высоких уровней среднесистемных и маржинальных цен, иногда совпадающих с трудностями офшорной добычи газа. В основном это приписывается правилу «Сетевого кодекса», по которому от «БГ Сторидж» требуется автоматически прервать все прерываемые контракты на хранение газа, когда потребление достигает 85% оцениваемого «Транско» уровня дневного пикового потребления, максимального за 20-летний период (вероятность наступления исключительного холодной зимы оценивается с вероятностью 5%). Правило, по которому «Транско» имеет большую гибкость в покрытии дневных пиковых нагрузок с помощью использования зарезервированных «Высшим менеджером» мощностей по хранению, и предоставляющее шипперам больше стимулов в резервировании достаточных твердых мощностей по хранения газа, было отменено в 1998 г. В последние годы Офгазом рассматривается возможность корректировки «механизма обеспечения гибкости» путем создания альтернативного прозрачного однодневного рынка газа.

4.5. Контакты на поставки газа для конечных потребителей

Типы контрактов и механизмы ценообразования в контактах на поставки газа конечным потребителям изменяются в зависимости от категории потребителей.

Электростанции: Контакты на поставки газа электростанциям обычно предусматривают объемы поставок от 50 до 150 млн. куб. ф в день (185-370 млн. термий в год, или 0,5-1,0 млрд. м³ в год). Контакты на поставки газа 9 тепловым электростанциям общей мощностью 4 ГВТ были подписаны в начале 1990-х годов «Бритиш газ» («Сентрика»). Эти контракты предусматривают поставку от 7 до 8 млрд. м³ в год на прерываемой в основе в течение от 10 до 15 лет. Они содержат условие «take-or-pay» с порогом около 70%, с максимальным сроком прерывания в 45 дней в год, общим сроком прерывания в 300 дней и пиковыми поставками в объеме 130% от среднедневных контрактных поставок. Базовая цена этих контрактов предусматривает несколько индексов, включая цены на уголь и мазут, рыночные цены на электроэнергию и инфляцию. Большинство контрактов содержит комбинацию индексов, но почти во всех присутствует индекс рыночной цены на электроэнергию. Данные контракты покрывают около 55% потребностей в газе данных электростанций.

Начиная с 1992 г., большинство контрактов на поставку газа электростанциям было подписано альтернативными по отношению к «Бритиш газ» («Сентрика») поставщиками. Большинство новых контрактов являются долгосрочными (от 10 до 15 лет), хотя некоторые предусматривают и более короткие сроки поставок. Ранее условие «take-or-pay» содержалось в 90% контрактов. Большинство новых контрактов предусматривают твердые поставки. Пиковые объемы обычно составляют 120% от среднедневных контрактных объемов. Условия ценовой индексации меняются: торговые компании обычно предпочитают стандартные индексы инфляции или цен на нефть, а инвесторы новых энергетических проектов — рыночные цены на электроэнергию. Фактические условия зависят от базовой цены: привязка к ценам на электроэнергию предполагает более высокую базовую цену, обусловленную более высоким риском снижения цен на электроэнергию. Данные контракты устанавливают одинаковую шкалу между ценами на электроэнергию и ценами на газ, фиксируя маржу для новых электроэнергетических проектов.

Промышленные и коммерческие потребители: Все промышленные и коммерческие потребители (объемом более 2 500 термий в год) имеют право заключать контракты на твердые или прерываемые поставки газа от лицензированных поставщиков. Наиболее распространенными контактами являются контракты сроком на 1 год. Имеется ряд контрактов, рассчитанных на меньшие или большие сроки поставки, которые, как правило, не превышают 3-х лет. Значительная часть потребителей являются переключаемыми, то есть имеют возможности использовать альтернативные виды топлива в целях повышения ценовой эффективности и финансовой устойчивости.

Большинство контрактов, предусматривающих поставки в течение 1 года или менее, устанавливают фиксированные цены поставок. Некоторые более длительные контракты привязаны к ценам спотового рынка или к ценам на нефть. Прерываемые контракты обычно устанавливают максимальное количество дней прерывания. Заключенные в последнее время прерываемые контракты содержат условие о компенсации прерываний со стороны поставщика. Некоторые твердые контракты предоставляют покупателю право выбора прерывания в обмен на компенсацию, которая обычно превышает цену непоставленного газа. Увеличивается количество поставщиков, стремящихся заключать контракты на резервные поставки газа со спотового рынка в целях фиксации общей маржи (с учетом стоимости транспортировки).

Частные домовладельцы: До поэтапного введения конкуренции в 1996-98 гг., «Бритиш газ» («Сентрика») являлся монопольным поставщиком газа на рынок частных домовладельцев с объемом потребления менее 2 500 термий в год на основе публичных цен. Цены на газ на данном рынке пока по-прежнему остаются регулируемыми Офгазом; предполагается, что регулирование цен «Сентрики» будет отменено по достижении рынком полностью конкурентного состояния. После устранения в начале 1998 г. монополии «Сентрика» на обслуживание данного рынка, сразу 15 компаний получили соответствующие лицензии. Предполагается, что услуги по газоснабжению частных домовладельцев будут осуществляться в комплексе с электроснабжением и другими коммунальными услугами (водоснабжением и канализацией).

III. РЕФОРМИРОВАНИЕ РЫНКА ГАЗА В СТРАНАХ ЕВРОПЕЙСКОГО СОЮЗА

1. Общая энергетическая политика ЕС

Общая энергетическая политика Европейского Союза[15], включая политику в сфере газовой отрасли, является одним из ключевых направлений интеграционной и общеэкономической деятельности Сообщества. Основу политики Европейского сообщества в сфере энергетики на сегодняшний день закладывает пп. «u» п. 1 ст. 3 Договора о ЕС 1957 г. (в редакции Ниццкого договора 2001 г.), называющий среди прочих направлений деятельности Сообщества «мероприятия в сфере энергетики». Однако энергетическая политика ЕС не включена в число политик Сообщества, предусмотренных частью третьей учредительного договора (устанавливающий детальные правила деятельности ЕС в различных сферах общественной жизни). Компетенция ЕС в данной сфере реализуется преимущественно через ст. 95 Договора о ЕС, предусматривающую проведение мер по сближение законодательства государств-членов в целях обеспечения функционирования внутреннего рынка. Определенное значение для энергетической политики ЕС имеют положения ст. 154-156 раздела XV «Трансевропейские сети» Договора о ЕС, которые в достаточно обобщенных формулировках говорят о поддержке Сообществом проектов развития трансъевропейской энергетической инфраструктуры. Мероприятия Сообщества в области энергетики непосредственно соприкасаются со свободой движения товаров и услуг, антимонопольной и экологической политикой ЕС. Энергетика относится к совместным предметам ведения Европейского сообщества и государств-членов.

Важную роль в формировании энергетической политики ЕС играют такие международные документы, как Европейская энергетическая хартия 1991 г. и Лиссабонский договор к энергетической хартии от 1994 г.

Анализ энергетического законодательства Европейского Союза позволяет выделить несколько основных принципов осуществления энергетической политики ЕС:

— принцип недискриминации, который вытекает из общего принципа недискриминации в сфере экономической деятельности, необходимого для нормального функционирования рыночной экономики, означает развитие конкуренции на энергетических рынках, запрет на включение дискриминационных условий в договоры на энергоснабжение, обеспечение свободного и равноправного доступа третьих сторон к рыночной инфраструктуре;

— принцип транспарентности, обеспечивающий прозрачность функционирования энергетических рынков, возможность свободного получения потребителями информации о состоянии рынков (уровне цен, объемах поставок, условиях договоров и т.д.), а также необходимость наблюдения Сообществом за поставками и транзитом энергоресурсов;

— принцип непричинения вреда окружающей среде, отражающий необходимость проведения превентивных мероприятий по охране окружающей среды при осуществлении деятельности по энергоснабжению;

— принцип учета социального фактора в энергетической политике, требующий уделять внимание повышенной социальной значимости «услуг общеэкономического значения»[16].

Либерализация энергетического рынка государств-членов ЕС началась с принятия Директивы 90/377/ЕЭС от 26 июня 1990 г., касающейся процедуры Сообщества по повышению прозрачности цен на газ и электроэнергию для конечных потребителей. Директива обязала государства-члены предоставлять Статистическому бюро ЕС информацию о потребительских ценах на газ и электроэнергию. Было установлено, что такая информация не может быть конфиденциальной, и был установлен определенный порядок контроля за ценообразованием на энергетических рынках.

Другими важными документами в области регулирования энергетических рынков стали директивы о транзите: электроэнергии — через линии высоковольтных передач и газа — через газотранспортные системы (Директивы 90/547/ЕЭС от 29.10.90 и 91/296/ЕЭС от 31.05.91). Директива 90/547/ЕЭС регулирует транзитные перетоки электрической энергии по высоковольтным линиям электропередач в пределах Сообщества. Такой транзит электроэнергии имеет место при наличии трех обстоятельств:

— передача осуществляется между лицами, ответственными в конкретных государствах-членах за высоковольтные системы энергоснабжения;

— начальный и конечный пункты передачи электроэнергии находятся в пределах Сообщества;

— передача электроэнергии производится хотя бы через одну внутреннюю границу Сообщества.

Контракты на поставки электроэнергии, предусматривающий подобный транзит, должны заключаться не реже, чем раз в год, между лицами, ответственными в государствах-членах за высоковольтные линии электропередач (список таких организаций приводится в приложении к директиве). Условия данных контрактов не должны быть дискриминационными, включать неблагоприятные для сторон и противоправные положения, нарушать безопасность поставок и качество услуг. Государства-члены обязаны уведомлять Комиссию о транзите электроэнергии, осуществляемом на основании таких контрактов, их заключении и выполнении, а также причинах возможного невыполнения.

Директива о транзите газа по своему содержанию является практически идентичной Директиве о транзите электроэнергии. Как и Директива о транзите электроэнергии, Директива о транзите газа распространяет свои положения только на транзит газа, осуществляемый в пределах Сообщества, давая абсолютное аналогичное определение понятия «транзит» и устанавливая схожие требования относительно процедуры заключения контрактов и раскрытия информации о транзите природного газа. Единственным отличием Директивы о транзите газа является отсутствие ограничения по срокам действия контрактов, предусматривающих транзит газа в рамках ЕС.

Либерализации электроэнергетической сферы была посвящена Директива 96/92/ЕС, в которой были сформулированы общие правила организации и функционирования рынка электроэнергии Европейского Сообщества. Данные правила касаются производства, передачи и поставок электроэнергии на территории ЕС. В ней нашли отражение нормы о функционировании и регулировании энергетического сектора экономики государств-членов, критериях и условия доступа на внутренний энергетический рынок Сообщества.

Согласно Директиве 96/92/ЕС, государства-члены самостоятельно устанавливают правила деятельности энергетических предприятий, порядок доступа к передающей инфраструктуре, но в рамках общих требований, установленных ЕС. Государства-члены должны обеспечивать доступ потребителей к системам энергоснабжения на основе принципов недискриминации и транспарентности, в том числе в отношении тарифов, а также принимать меры по поддержанию открытости своих энергетических рынков.

2. Газовая Директива ЕС

Реформированию и либерализации газовой сферы ЕС посвящена Директива 98/30/ЕС «Общие правила для внутреннего рынка природного газа», принятая 22 июня 1998 г., которую часто называют «Газовой директивой». Также, как и Директива 96/92/ЕС в отношении рынка электроэнергии, Газовая директива устанавливает общие правила организации и функционирования рынка газа Европейского Сообщества. Директива 98/30/ЕС направлена на демонополизацию газового сектора государств-членов путем его постепенного открытия, развития конкуренции, интеграцию газотранспортных сетей при учете зависимости рынка газа ЕС от поставщиков газа из третьих стран. Установленные в ней минимальные требования об открытии рынка газа должны быть внедрены в национальные законодательства государств-членов.

Газовая директива также накладывает определенные обязательства на страны, не являющиеся членами Европейского Союза, но входящие в состав Европейского экономического пространства[17], а также на государства, претендующие на вступление в ЕС[18].

Целью Директивы является создание открытого европейского рынка газа путем установления минимальных правил для государств-членов, касающихся транспортировки, хранения, распределения и поставок газа. Основное внимание Директива уделяет обеспечению доступа третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре в целях открытия национальных газовых рынков и предоставления потребителям возможности напрямую покупать газ у производителей по их выбору.

Ключевыми положениями Директивы являются:

1) Директива обязывает государства-члены открыть рынки газа — то есть предоставить право доступа к системам транспортировки газа потребителям (промышленные предприятия, объекты электроэнергетики и другие конечные потребители газа), получившим статус квалифицированных, а также газораспределительным компаниям, обслуживающим данных потребителей, в объемах потребляемого ими газа. Определение уровня открытия рынка осуществляется путем установления минимального уровня годового потребления газа квалифицированных потребителей, а также непосредственно долей открытия рынка. Для минимальных уровней потребления газа и долей открытия рынка Директивой установлены обязательные значения. На первом этапе (в течение 1998-2000 гг.), квалифицированными потребителями признаются потребители с объемом потребления более 25 млн. м³ в год. Через 5 лет (в 2003 г.) пороговое значение квалификации потребителей снижается до 15 млн. м³ в год, а еще через 5 лет (в 2005 г.) — до 5 млн. м³. Если эти пороговые значения открытия рынка для квалифицированных потребителей не будут достигнуты, то они должны быть снижены, чтобы обеспечить следующие минимальные доли открытия рынка: 20% рынка — в начальный период (1998-2000 гг.), 28% — через 5 лет (в 2003 г.) и 33% — в следующие 5 лет (в 2005 г.). При этом, в случае, избыточного, по мнению государства-члена, открытия рынка, — в размере соответственно 30%, 38% и 43% — данное государство имеет право установить более высокие пороговые значения квалификации потребителей. В качестве индикативных установлены следующие средние по ЕС уровни оптимального открытия рынков: 34%, 36% и 42% от общего объема потребления газа (в соответствующие годы).

2) Государства-члены должны выбрать между регулируемым и переговорным режимом доступа к газотранспортной инфраструктуре. Регулируемый доступ предполагает право использования инфраструктуры на основе публично установленных правил и фиксированных тарифов. При переговорном доступе стороны вступают в коммерческие переговоры по вопросам использования газотранспортной инфраструктуры, но при этом газовые компании обязаны публиковать «основные коммерческие условия» использования принадлежащих им сетей.

3) Газовые компании имеют право отказать в доступе к газотранспортной инфраструктуре в следующих случаях:

— при отсутствии свободных газотранспортных мощностей;

— в случае, если предоставление доступа будет препятствовать в выполнении ими других публичных обязательств, наложенных на них государством-членом;

— если это может привести к «серьезным экономическим или финансовым трудностям при выполнении контрактов типа «take-or-pay» (в каждом конкретном случае данное исключение должно быть установлено конкретным государством и получить последующее одобрение Комиссии ЕС).

4) В отношении доступа к газотранспортным системам государства-члены должны обеспечить выполнение «целей честного и открытого доступа, создание конкурентного рынка, исключение любых злоупотреблений доминирующим положением…», а также своевременное разрешение спорных ситуаций.

5) Каждое государство обязано учредить компетентный регулирующий орган, независимый от участников отношений, связанных с использованием газотранспортных систем, имеющий право получения внутренней информации о функционировании газовых компаний, и правомочия по своевременному разрешению споров. Газовые компании обязаны ввести раздельный учет, по меньшей мере, следующих видов деятельности: магистральная транспортировка газа; транспортировка газа по местным распределительным сетям, хранение газа, а также консолидированная деятельность по негазовым видам бизнеса; при этом учет должен вестись таким образом, как если бы «данные виды деятельности осуществлялись самостоятельными предприятиями».

6) В дополнение к обязательствам по обеспечению доступа, государства-члены должны гарантировать общую свободу строительства и эксплуатации газотранспортной инфраструктуры (с помощью объективного, недискриминационного и прозрачного регулирования).

В Директиве установлены некоторые исключения по применению налагаемых требований по открытию рынков, касающиеся стран или регионов с недостаточно развитой газовой отраслью (страны — исключения):

— по всем 6-ти пунктам — в случае, если (до тех пор, пока) они зависят от единственного внешнего поставщика (рыночная доля более 75%), и не связаны с газотранспортными системами других государств-членов ЕС (Финляндия, Греция);

— по всем 6-ти пунктам — в случае наличия существенных проблем в развитии газотранспортной инфраструктуры в новых районах газификации, или если (до тех пор, пока) они квалифицируются как рискованные рынки (Греция, Португалия) и рассматриваются как имеющие существенные проблемы;

— по пункту 6 — если необходимо обеспечить выполнение соответствующих обязательств по оказанию публичных услуг в секторе газораспределения, и/или до тех пор, пока существующие или предполагаемые мощности по обеспечению новых поставок газа в данные регионы не будут введены в строй.

Следует отметить, что Газовая директива предоставляет европейским странам определенную степень свободы в определении форм и методов ее реализации. Каждое государство имеет право самостоятельно принимать решения о формировании соответствующей системы регулирования, учитывающей ее специфические особенности, а также опыт стран, более далеко продвинувшихся в реформировании своих газовых рынков (США, Великобритания). При этом, высказываются опасения, что такой гибкий подход может привести к неравномерному внедрению рыночных институтов в ЕС и создать серьезные препятствия на пути формирования единого открытого и эффективного европейского рынка газа.

3. Результаты выполнения Газовой директивы

С момента принятия Газовой директивы прошло уже более 4-х лет, и различными заинтересованными сторонами подводятся некоторые промежуточные итоги, достигнутые в процессе ее реализации. Исходя из формальных критериев, уровень открытия газовых рынков в целом по ЕС уже достаточно высок (около 80% от общих объемов потребления газа). При этом при рассмотрении конкретных показателей и условий функционирования рынков отдельных стран ситуация выглядит не столь оптимистичной. Скорость, с которой различные государства-члены ЕС выполняют требования Газовой директивы, сильно отличается. Например, Великобритании для полного выполнения всех требований, предусмотренных для завершающего этапа реформирования, требуются лишь косметические изменения. А в таких странах, как Франция и Германия, которые в значительной степени определяют функционирование всего газового рынка ЕС, попытки реализации требований Директивы встречают серьезное сопротивление.

В октябре 2002 г. Комиссией ЕС[19] был опубликован 2-й отчет о результатах реформирования рынков газа и электроэнергии[20]. Он был подготовлен на основе информации, собранной государствами-членами ЕС (правительствами и национальными регуляторами), а также представленной предприятиями реформируемых отраслей.

3.1. Отчет Комиссии ЕС: основные выводы

По мнению Комиссии ЕС, в целом по Евросоюза (за исключением стран, для которых установлены исключения), все страны, кроме Франции и Люксембурга, готовы принятию программы полного открытия своих газовых рынков. В настоящее время в среднем по ЕС 80% текущего потребления газа, в принципе, открыто для конкуренции, а к 2005 г. планируется увеличить эту долю до 90%. Что касается институциональной структуры, то за последнее время регуляторы Австрии и Ирландии получили контроль над регулированием доступа к сетям. Это означает, что во всех странах-членах ЕС, кроме Германии и Франции, система регулирования доступа к газотранспортной инфраструктуре включает в себя независимого регулятора.

Основными препятствиями реализации требований, установленных Газовой директивой, Комиссия ЕС считает следующие:

— неравномерность открытия рынков газа среди государств-членов ЕС: если в 3-х странах (Австрия, Великобритания, Германия) рынки газа считаются уже полностью открытыми, а 7 стран (Бельгия, Дания, Ирландия, Италия, Нидерланды, Испания, Швеция) заявили о планируемом ими открытии рынков, то в 2-х (не считая стран с неразвитыми или изолированными газовыми рынками — Греция, Португалия и Финляндия) странах (Франции и Люксембурге) еще не определена дата открытия их рынков; при этом во Франции и Германии пока официально не учрежден регулирующий орган (см. таблицу 3.1);

— неадекватная структура тарифов на использование инфраструктуры, включая значительные и необоснованные различия в тарифах, как между различными странами, так и между отдельными регионами, что создает дополнительные конкурентные барьеры и ведет к перекрестному субсидированию;

— недостаточная прозрачность функционирования рыночной инфраструктуры, а также процедур резервирования мощностей, что препятствует получению адекватной информации о возможностях их использования и не позволяет третьим сторонам гибко менять источники газоснабжения или потребителей без значительного увеличения расходов;

— концентрация производства и импорта газа в рамках нескольких компаний и медленное развитие хабов по торговле газом, что затрудняет новым игрокам осуществлять оптовые покупки газа на приемлемых условиях;

— действующие режимы балансировки поставок газа являются неадекватно строгими, нерыночными и не отражающими реально необходимые расходы.

Таблица 3.1

Полностью открытый рынок	Планируется открытие рынка	Отсутствует даты планируемого открытия рынка	Наличие законодательно учрежденного регулятора
АвстрияВеликобританияДания	Бельгия ДанияИрландияИталияНидерланды Испания Швеция	(Греция)(Португалия)(Финляндия)ФранцияЛюксембург	Во всех странах, кроме Франции[21] и Германии

Комиссия ЕС отмечает успехи, достигнутые некоторыми странами в процессе реализации требований Директивы за последнее время. В частности, по мнению Еврокомиссии, улучшения в выполнении установленного графика открытия рынка газа произошли в Австрии, Бельгии и Нидерландах. Испания, Австрия и Нидерланды отмечаются, как страны, добившихся успехов в сфере разделения монопольных и конкурентных видов деятельности. В качестве положительного фактора обращается внимание на ликвидацию экспортной монополии газа в Норвегии.

Что касается влияния открытия газовых рынков на потребителей — основной цели всего процесса либерализации газовой отрасли, то Еврокомиссия отмечает отсутствие существенного прогресса в данной сфере. Практически во всех странах (кроме Дании), по мере дерегулирования цен на газ для крупных промышленных потребителей и электростанций, цены на газ для мелких предприятий и домовладельцев остаются высокими или даже возрастают. Такой процесс, наблюдается, в частности, во Франции, Испании и Швеции. По мнению ЕС, отсутствие прогресса в открытии рынка газа в Германии сопровождается высокими и повышающимися ценами для всех категорий потребителей. И, наоборот, в Великобритании, уже сформировавшей полностью открытый и эффективный рынок, потребительские цены на газ остаются на относительно низком и стабильном уровне.

3.2. Законодательные меры

В Таблице 3.2 представлены основные результаты, достигнутые государствами-членами ЕС в формировании нормативно-правовой базы, обеспечивающей рыночное функционирование газовой отрасли, включая долю открытия рынка газа, пороговые значения квалифицированных потребителей, информацию об особенностях регулировании доступа к газотранспортным сетям (глубина разделения функций и режим доступа к сетям).

 

Таблица 3.2

	Декларируемый уровень открытия рынка	Дата полного открытия	Порог квалификации, млн. м3 в год	Разделение видов деятельности	Режим регулирования доступа к сетям
Австрия	100%	октябрь 2002 г.	—	юридическое	регулируемый
Бельгия[22]	59%	2003 г. / 2006 г.	5	юридическое	регулируемый
Великобритания	100%	1998 г.	—	собственность	регулируемый
Дания	35%	2004 г.	35	юридическое	регулируемый
Финляндия	Исключение[23]
Франция	20%[24]	—	25	счета	переговорный
Германия	100%	2000 г.	—	счета	переговорный
Греция	Исключение
Ирландия	82%	2005 г.	2	менеджмент	регулируемый
Италия[25]	96%	2003 г.	0,2	юридическое	регулируемый
Люксембург	72%	—	15	счета	регулируемый
Нидерланды	60%	2003 г.	1	менеджмент	гибридный
Португалия	Исключение
Испания	79%	2003 г.	1	собственность	регулируемый
Швеция	47%	2006 г.	35	счета	регулируемый

По мнению Комиссии ЕС, странами, не выполняющими требования Директивы по формированию законодательной базы реформирования газовой сферы, являются Франция и Германия[26]. Без учета стран-исключений, все остальные государства-члены ЕС, кроме Франции и Люксембурга, предполагают завершить процесс полного открытия рынка газа не позднее 2006 г. За последний год, к числу стран, объявивших о полном открытии рынка (Великобритания и Германия), добавилась Австрия. Дания и часть Бельгии (Фландрия) планируют полностью открыть рынок в 2003-2004 гг.

В сфере формирования институциональной структуры газового рынка Комиссия ЕС особое внимание уделяет созданию в каждом государстве-члене компетентного регулятора, то есть специального государственного органа, отвечающего за процесс регулирования и реформирования энергетического сектора (включающего газовую отрасль и электроэнергетику). В Отчете Комиссии отмечается, что в течение последнего года специальные регулирующие органы были учреждены в Австрии и Ирландии. Это означает, что регуляторы имеются во всех государствах-членах ЕС, за исключением Франции. При этом единственным государством, которое пока воздерживается от внедрения модели секторального энергетического регулирования, а опирается на общее антимонопольное регулирование (последующий контроль), остается Германия.

Что касается отделения функций по транспортировке газа от прочих видов деятельности, то наибольших успехов в данном направлении добились такие страны, как Италия, Бельгия и Нидерланды.

3.3. Система регулирования и разрешения споров

Как уже отмечалось, Евросоюз особое значение придает наличию в каждом государстве-члене ЕС специального регулятора, действующего в сфере газовой отрасли (или совместно в газовой отрасли и в электроэнергетике), обладающего определенным набором функций и полномочий. Таблица 3.3 характеризует компетенцию и организационно-финансовые возможности регуляторов, действующих в государствах-членах ЕС (наличие регулятора, распределение компетенции в сфере регулирования рынка газа, основной метод регулирования, количественный состав и бюджетное финансирование).

 

Таблица 3.3

	Регулирование доступа к сети	Разрешение споров	Предварительное/ последующее регулирование	Количество сотрудни-ков, чел.	Годовой бюджет[27], млн. евро	Изменение бюджета по сравнению с 2001 г., млн. евро
Австрия	регулятор	регулятор	предварительное	45	9	+2,0
Бельгия[28]	регулятор	регулятор	предварительное	68	15	+5,5
Великобритания	регулятор	регулятор	предварительное	330	58	+45,0
Дания	регулятор	регулятор	последующее	30	3	+0,5
Финляндия	регулятор	регулятор	последующее	15	1	—
Франция	регулятор отсутствует		предварительное	—	—	—
Германия	регулирование отсутствует	антимонополь-ный орган	регулятор отсутствует	—	—	—
Греция	регулятор отсутствует		предварительное	43	4	+0,5%
Ирландия	регулятор	регулятор	предварительное	31	6	+1,0
Италия[29]	регулятор	регулятор	предварительное	86	18	—
Люксембург	министерство и регулятор	регулятор	предварительное	2	н/д	—
Нидерланды	смешанное регулирование	антимонополь-ный орган	предварительное	55	6	+2,0
Португалия	регулятор отсутствует	регулятор отсутствует	предварительное	52	7	+2,5
Испания	министерство	регулятор	предварительное	153	19	+2,2
Швеция	регулятор	регулятор	последующее	33	3	—

Большинство регуляторов используют метод предварительного регулирования тарифов. Исключение составляют Скандинавские страны, которые традиционно опираются на последующий контроль за условиями доступа и установленными тарифами вместе с разделением видов деятельности на уровне собственности.

Полномочия регуляторов по сбору и проверке информации также существенно различаются. Отсутствие достаточных полномочий в данной сфере делает процесс регулирования зависимым от поведения предприятий отрасли и снижает его эффективность. В этой связи особое значение приобретает степень разделения монопольных и конкурентных видов деятельности. Выделение деятельности по транспортировке газа в самостоятельный вид бизнеса с разделением прав собственности благоприятствует его конструктивному взаимодействию с регулирующими органами, по крайней мере, в области обеспечения честных условий доступа к инфраструктуре.

3.4. Регулирование доступа к газотранспортным сетям

В Отчете отмечается, что текущее состояние и организация газотранспортных и газораспределительных сетей в различных странах-членах ЕС значительно отличается и определяется, прежде всего, историческими особенностями формирования газовых отраслей соответствующих стран. В некоторых странах, таких как Германия, Италия и Австрия, действуют несколько национальных и региональных магистральных газотранспортных систем и большое количество отдельных газораспределительных сетей, обслуживающих муниципальные районы. В других странах, таких как Великобритания, существует единая национальная газотранспортная система, объединяющая магистральные и распределительные газопроводы.

3.4.1. Газотранспортные тарифы

В сфере регулирования тарифов на транспортировку газа в настоящее время отсутствуют единые (общепринятые) стандартные правила. Это касается как структуры тарифов, так и методов тарифообразования. В Бельгии и Германии газотранспортные тарифы содержат значительную долю компонентов, зависящих от расстояния. Это также в определенной степени относится к Франции и Нидерландам, где в последние годы структура тарифов была модифицирована в сторону сокращения доли элементов, зависящих от расстояния. В Великобритании, Ирландии и Италии используется система тарифов, дифференцированных в зависимости точек входа и выхода, обычно по зональному принципу. В Дании, Швеции, Люксембурге и Испании используется система «почтовой марки»

На пятом Мадридском форуме газовых регуляторов был принят ряд рекомендаций относительно услуг по использованию газотранспортных сетей, тарификации и балансировке. По мнению Совета европейских регуляторов в сфере энергетики (Council of European Energy Regulators), организаций потребителей и трейдеров, наиболее эффективной с точки зрения внедрения конкурентных отношений является тарифная система типа «вход-выход», а тарифная система, полностью зависящая от расстояния, имеет ряд недостатков, состоящих, прежде всего, в том, что она не всегда адекватно отражает затраты, предоставляет необоснованные преимущества крупным поставщикам и не дает рыночные сигналы для эффективного размещения объектов инфраструктуры.

В Таблице 3.4 представлены данные о текущем состоянии систем регулирования доступа к газотранспортным сетям, действующим в странах-членах ЕС, включая количество газотранспортных и газораспределительных компаний, способ тарификации газотранспортных услуг, примерный уровень тарифов для различных категорий потребителей, особенности процесса резервирования газотранспортных мощностей.

Представленные данные демонстрируют значительный разброс в уровнях тарифов, существующий как между различными странами, так и в рамках одной страны. В частности, наличие тарифов, зависящих от расстояния, и множества операторов, управляющих различными газотранспортными сетями, ведет к тому, что во многих случаях стоимость транспортировки газа оказывается зависимой от назначения конкретного маршрута и числа включенных в него сетей. В целом такая ситуация благоприятствует затратным методам тарифообразования и распределению затрат между собственниками различных сетей на основе фактических физических потоков газа.

Таблица 3.4

	Количество газотранспортных компаний		Количес-тво газо-распре-дели-тельных компаний	Метод тарификации	Оценочный диапазон стоимости услуг по транспортировке газа (евро/МВт-ч)
	межре-гиональные	регио-нальные			Крупные промышленные потребители (25 млн. м3)		Мелкие промышленные потребители (100 тыс. м3)		Население (2 тыс. м3)
					мин.	макс.	мин.	макс.	мин.	макс.
Австрия	3	5	20	расстояние	на рассмотрении		н/д
Бельгия	1	3	21	расстояние	1,0	2,0	н/д
Великобритания	1	0	1	вход-выход	1,5	3,0	4,0	6,0	8,5	11,5
Дания	1	0	4	«почтовая марка»	2,5	2,5	н/д
Франция	2	1	21	расстояние (верх. предел. уровень)	2,0	5,0	н/д
Германия	5	13	около 700	расстояние	2,0	7,5	9,5	19,5	16,0	34,5
Ирландия	1	0	1	вход-выход	1,5	2,5	н/д
Италия	1	1	814	вход-выход	2,0	4,0	4,5	8,0
Люксембург	1	0	4	«почтовая марка»	1,0	1,0	н/д
Нидерланды	2	0	25	расстояние (верх. предел. уровень)	0,5	1,0	н/д
Испания	1	3	26	«почтовая марка»	2,0	2,5	н/д
Швеция	1	0	7	«почтовая марка»	3,5	3,5	н/д

Примечания:

— крупные промышленные потребители — потребители, с объемом годового потребления более 25 млн. м³, дневным пиковым потреблением 100 тыс. м³, часовым пиковым потреблением 4 100 м³.

— мелкие промышленные потребители — потребители, с объемом годового потребления более 100 тыс. м³, дневным пиковым потреблением 800 м³, часовым пиковым потреблением 33 м³.

— население — потребители, с объемом годового потребления более 2 тыс. м³, дневным пиковым потреблением 30 м³, часовым пиковым потреблением 1,2 м³.

Бельгия:

— Минимум: 100 км межрегиональной транспортировки, 50 км региональной транспортировки, диаметр трубы 500 мм.

— Максимум: 300 км межрегиональной транспортировки, 100 км региональной транспортировки, диаметр трубы 300 мм.

Великобритания:

— Минимум базируется на точке входа в Бактоне: среднее значение 50% наивысших заявок за период октябрь 2001г. — март 2002 г., стоимость транспортировки 1-5 зона — 0,0013 p/КВт-ч, выходная зона NE1 плюс плата за газораспределение в соответствующей местной газораспределительной зоне.

— Максимум базируется на точке входа в Сент-Фергюсе: среднее значение 50% наивысших заявок за период октябрь 2001г. — март 2002 г., стоимость транспортировки 1-5 зона — 0,0520 p/КВт-ч, выходная зона SW3 плюс плата за газораспределение в соответствующей местной газораспределительной зоне.

Дания: Тариф на транспортировку и распределение газа компании «DONG».

Франция:

— Минимум предполагает вход в Тэйснье, выход в регионе Парижа, плюс плата за региональное распределение NTAR=1, плюс плата за местное распределение NTAD=2.

— Максимум предполагает вход в Тэйснье, выход в регионе Тулузы, плюс плата за региональное распределение NTAR=6, плюс плата за местное распределение NTAD=2.

Германия:

— Минимум предполагает 100 км транспортировки по 900 мм трубе плюс 50 км по трубе диаметром 350-500 мм плюс местные газораспределительные тарифы от VV2 до 3.

— Максимум предполагает 300 км транспортировки по 900 мм трубе плюс 100 км по трубе диаметром менее 350 мм плюс местные газораспределительные тарифы от VV2 до 3.

Ирландия:

— Минимум: предполагает вход в Инче.

— Максимум: предполагает вход через Интерконнектор в Великобритании.

Италия:

— Минимум предполагает входную точку Пассо-Гри, выходная точка F, плюс плата за региональное распределение по сети «рит» (местное распределение отсутствует).

— Максимум предполагает входную точку Мазаро дель Варо, выходная точка P, плюс плата за региональное распределение по сети «эдисон» (местное распределение отсутствует).

Люксембург: Тариф на транспортировку и распределение газа компании «SOTEG».

Нидерланды:

— Минимум предполагает транспортировку газа от Гронингена до Оммена («G» газ), плюс «почтовая» плата за региональную транспортировку, Dr=1.

— Максимум предполагает транспортировку газа от Гронингена до Зиланда («G» газ), плюс «почтовая» плата за региональную транспортировку, Dr=1.

Испания:

— Минимум: предполагает потребителей, подсоединенных с давлением > 60 бар.

— Максимум: предполагает подсоединение с давлением 4-60 бар.

 

Таблица 3.4 (продолжение)

	Минимальный период резервирования	Метод резервирования мощностей	Метод разнесения затрат	Использование или потеря?	Общая оценка
Австрия	1 год или премия	затраты	fcfs/LT	планируется	средне
Бельгия	1 месяц	точка-точка	fcfs	планируется	гибко
Великобритания	1 день	вход	аукцион	да	гибко
Дания	1 год	точка-точка	fcfs	ограниченный	негибко
Франция	1 год	точка-точка	fcfs	нет	негибко
Германия	1 год или премия	точка-точка	fcfs	нет	негибко
Ирландия	1 год (передача разрешена)	точка-точка	неясный	да	гибко
Италия	1 месяц	вход-выход	pro-rata	фактически да	гибко
Люксембург	1 год	Избыток мощностей			гибко
Нидерланды	1 месяц	точка-точка	fcfs	да	гибко
Испания	н. д.	вход-выход	fcfs	да	гибко
Швеция	Избыток мощностей				гибко

Пользователи сети, например во Франции и Германии, могут столкнуться с высокими транспортными затратами, к тому же зависящими от выбора конкретного маршрута транспортировки. Газотранспортные тарифы в Дании и Швеции также выглядят завышенными по сравнению с тарифами в странах с аналогичными условиями.

Поэтому тщательный контроль регулирующих органов за тарифообразованием является необходимым условием их обоснованности. Более высокая степень разделения видов деятельности могла бы облегчить решение этой задачи. Ситуация с отделением транспортировки газа от конкурентных видов деятельности представлена в Таблице 3.5. Она показывает, что наиболее строгие требования по разделению видов деятельности действуют в Великобритании, а также в Нидерландах, Италии, Австрии и Испании. Требования остальных стран в данной сфере выглядят неадекватными.

 

 

Таблица 3.5

	Базовая модель разделения		Публикация счетов		Менеджер по согласо-ванию		Отдельная корпора-тивная структура		Раздельное размещение головного офиса		Общая оценка
	ГТО	ГРО	ГТО	ГРО	ГТО	ГРО	ГТО	ГРО	ГТО	ГРО
Австрия	юридическое	юридическое	+	+	—	—	+	+	+	—	5
Бельгия	юридическое	юридическое	+	—	+	—	+	+	—	—	4,5
Великобритания	собственность	собственность	+	+	+	+	+	+	+	+	8
Дания	юридическое	юридическое	+	+	+	—	+	—	+	—	5
Франция	счета	счета	—	—	—	—	—	—	—	—	0
Германия	счета	счета	+	+	—	—	—	—	—	—	2
Ирландия	менеджмент	менеджмент	—	—	+	+	—	—	—	—	3
Италия	юридическое	юридическое	+	+	+	—	+	—	+	—	5
Люксембург	счета	счета	+	—	—	—	—	—	—	—	1
Нидерланды	менеджмент	менеджмент	+	+	+	—	+	+	+	—	6
Испания	собственность	юридическое	+	+	+	—	+	+	+	—	6
Швеция	счета	счета	+	+	—	—	—	—	—	—	2

Примечание:

— ГТО — операторы газотранспортных сетей;

— ГРО — операторы газораспределительных сетей.

3.4.2. Резервирование мощностей

Другим ключевым вопросом развития рынка газа является процедура резервирования газотранспортных мощностей, где существуют значительные препятствия для новых участников. Также как и в тарифообразовании, существуют 3 основных методологии резервирования мощностей, основанных на резервировании типа «почтовой марки», «вход-выход» и «точка-точка».

Многие страны используют систему резервирования от точки до точки. Условия резервирования часто являются не гибкими, мощности должны быть зарезервированы, как минимум, на 1 год, а более короткие сроки требуют более высоких затрат. Это препятствуют возможности переключения на альтернативных поставщиков газа и означает, что изменение поставщиков и потребителей может происходить не чаще 1 раза в год. Такая система все еще действует во Франции, Германии и Дании, в то время как в Нидерландах и Бельгии мощности уже сейчас могут быть зарезервированы на месячной основе без дополнительных затрат. Мадридский форум рекомендовал операторам газотранспортных систем развивать услуги по краткосрочному резервированию мощностей.

Важным вопросом, связанным с процедурой резервирования мощностей для транспортировки газа, является вопрос о том, какие объемы газотранспортных мощностей доступны для внутренних поставок и трансграничного обмена. Основная проблема здесь состоит в том, что значительная часть газотранспортных мощностей или даже все мощности зарезервированы для выполнения обязательств по долгосрочным контрактам, вне зависимости от фактического использования данных мощностей. Такая ситуация существуют в ряде стран, в том числе в Германии и во Франции. Германия полагает, что вне зависимости от того, используются или не используются мощности, Комиссия ЕС должны учитывать наличие обязательств «Тиссенгаза» по соглашению «Маратон» — «Тиссенгаз». Аналогичные ограничительные обязательства также действуют также в Нидерландах, Бельгии и Австрии.

Проблемой также является недостаточная прозрачность системы резервирования газотранспортных мощностей. Хотя Ассоциация операторов газотранспортных систем (Association of Gas Transmission System Operators) и приняла решение о добровольной публикации наличия газотранспортных мощностей в точках пересечения национальных границ, не все компании его придерживаются, а информация не доступна в режиме реального времени.

3.4.3. Балансировка и хранение

Потенциальные участники либерализованных рынков газа часто вынуждены покупать газ по контрактам, предусматривающим равномерные объемы поставок в течение срока договора, в то время как их клиенты часто имеют неравномерный профиль потребления. Причем разница между пиковым и средним потреблением часто оказывается существенной. Это означает, что для эффективного доступа к газотранспортным сетям необходим также доступ к услугам по хранению газа или к инструментам по обеспечению гибкости поставок. Кроме того, политика газотранспортных компаний по балансировки сети на краткосрочной основе является одним из важных условий доступа к сетям.

Как в отношении балансировки, так и в отношении хранения газа практика стран ЕС значительно варьируется (см. Таблицу 3.6). В ряде стран на пользователей услуг по хранению газа наложены различного рода ограничения. В то время как в других странах (например, в Германии) стоимость хранения газа необоснованно высока.

Таблица 3.6

	Периодичность балансировки	Кто определяет условия балансировки	Допусти-мые откло-нения	Премия за краткосроч-ные небалансы[30]	Доступ третьих сторон к хранилищам газа	Общая оценка
Австрия[31]	часовая	регулятор	2%	рыночная цена	+	благоприятно
Бельгия	часовая	оператор газотранспортной системы	некоторая свободная гибкость	+30%	только отклонения	умеренно
Великобритания	дневная	рынок	0	формируется на балансирующем рынке: обычно в пределах 20%	+	благоприятно
Дания	часовая	регулятор[32]	кумуля-тивно 40%	+50%	+	неблагоприятно
Франция	дневная	оператор газотранспортной системы	20%/5%	+50%	только отклонения	умеренно
Германия	часовая	оператор газотранспортной системы	кумуля-тивно 15%	+100-420%	+	неблагоприятно
Ирландия	дневная	регулятор	8%/3%	+100%	—	умеренно
Италия	дневная	регулятор	8%	+3%	+	благоприятно
Люксембург	дневная	оператор газотранспортной системы	5%/3%	до 50% + штрафы за мощность	—	неблагоприятно
Нидерланды	часовая/дневная	регулятор	2/15%	+90%	+	умеренно
Испания	часовая	регулятор	н.д.	требует согласования	+	благоприятно
Швеция	информация отсутствует

Наиболее развитая система балансировки поставок газа действует в Великобритании, где функционирует рынок балансирующих поставок с относительно низкими спрэдами между ценами покупки и продажи. Создание аналогичной системы планируется в Австрии. В большинстве остальных стран-членов ЕС стоимость балансирующих поставок газа привязана к цене спотового рынка без использования рыночных механизмов. Стоимость балансировки в этих странах варьируется от 1,5 до 4 уровней действующих оптовых цен. Важно также отметить, что в некоторых странах операторы газотранспортных систем допускают объединение небалансов в пулы, что создает препятствия входу на рынок для участников с более мелкими портфелями потребителей.

В целом, в данной сфере сохраняются значительные возможности для операторов сетей устанавливать такие режимы балансировки и хранения газа, которые в неявном виде благоприятствуют предприятиям, аффилированным с ними. Требования на часовой балансировке, вместе с ограниченным доступом инструментам гибкости и хранения, создает значительные барьеры для новых участников рынка газа.

3.5. Структура рынка

3.5.1. Оптовые рынки

Информация о структуре оптовых рынков стран ЕС представлена в Таблице 3.7. Комиссия ЕС отмечает, что собранные в Отчете данные недостаточно подробны и носят в значительной степени формальный характер. Предполагается, что качественная информация появится в 2003 г., когда Евростат начнет ее целенаправленный сбор.

Таблица 3.7

	Количество компаний, имеющих рыночную долю не менее 5%[33]	Доля рынка, занимаемая крупнейшей компанией	Наличия программы «освобождения» поставок газа	Импорт газа из других стран-членов ЕС, млрд. м3	Наличие хабов по торговле газом
Австрия	3	80%	—	н.д.	(+)
Бельгия	5	н.д.	—	34,7	(+)
Великобритания	5	около 50%	+	8,8	+
Дания	2	90%	—	н.д.	—
Франция	2	90%	—	46,0	—
Германия	5	54%	планируется	90,7	(+)
Ирландия	3	н.д.	—	9,1	—
Италия	5	75%	+	27,3	—
Люксембург	1	100%	—	н.д.	—
Нидерланды	4	80%	—	38,5	(+)
Испания	3	57%	+	2,3	—
Швеция	1	100%	—	н.д.	—

Представленные данные свидетельствуют о высоком уровне концентрации на национальных рынках производства и импорта газа. Здесь часто присутствует единственная компания, занимающая доминирующее положение. Такая ситуация препятствует вхождению на рынок новых участников, если они не будут защищены наложением определенных ограничений на монопольных участников отрасли.

В этих целях некоторые страны-члены ЕС приняли специальные программы «освобождения» поставок газа. К этим странам относятся Великобритания, Испания и Италия[34], в которых на основного поставщика/импортера газа были наложены обязательства продавать не более определенной доли газа на рынке. При недавнем слиянии компаний «E.On» и «Ruhrgas» регулирующими органами Германии было принято решение обязать «Ruhrgas» ограничить рыночную долю продаваемого им газа.

Следуя политике ЕС, норвежские производители газа также обязались в будущем перейти на поставки газа на рыночной основе. Кроме того, 2 основных производителя газа в Норвегии — «Statoil» и «Norsk Hydro» — приняли решение о прямых продажах своего газа потребителям — в объеме около 15 млрд. м³ в течение ближайших 5 лет.

3.5.2. Проблема трансграничных поставок газа

Уровень конкуренции на газовом рынке может также возрасти благодаря трансграничным поставкам газа в рамках ЕС. Однако указанные выше проблемы тарификации (в различных странах действуют несовместимые системы тарификации) и распределения газотранспортных мощностей в значительной степени ограничивают данные поставки.

Оценка фактических потоков газа между странами-членами ЕС, представленными в Таблице 3.8, показывает, что перегруженность соединяющих страны газотранспортных систем имеется лишь в ограниченном числе случаев, а в целом трансграничные газопроводы используются не на полную мощность. Только подача газа во Франции и далее в Испанию свидетельствует о возможной перегруженности транзитных газопроводов.

Таблица 3.8

млрд. м3 в год	Входная мощность	Выходная мощность	Чистый импорт	Уровень использования мощностей
Австрия	40,8	40,3	+6,3	н.д. (транзитная страна)
Бельгия	80,3	48,9	+15,8	н.д. (транзитная страна)
Великобритания	8,8	29,3	-11,1	54%
Дания	—	4,4	-3,4	77%
Франция	61,5	2,5	+42,1	68%
Германия	201,7	25,7	+67,6	33%
Ирландия	9,1	0	+3,0	33%
Италия	81,4	1,5	+56,0	69%
Люксембург	н.д.	н.д.	н.д.	н.д.
Нидерланды	23,7	112,5	-20,5	23%
Португалия	3,1	—	+2,4	77%
Испания	43,8	3,1	+18,4	42%

В Отчете отмечается, что в противоположность этим данным, обзор Европейской Ассоциации операторов газотранспортных систем показывает, что среди 59 точек пересечения границ, 42% являются «красными», то есть в них практически отсутствуют свободные мощности; «красные» и «желтые» точки в совокупности составляют 2/3 общего количества трансграничных точек; и только 34% из них обозначены как «зеленые», то есть имеющие свободные мощности.

По мнению Еврокомиссии, одной из причин нехватки мощностей при трансграничных перетоках газа является отсутствие прозрачных процедур определения (расчета) использования мощностей, а также отсутствие механизма «высвобождения» зарезервированных, но не используемых, мощностей. Это позволяет уполномоченным компаниям скрывать реальные располагаемые газотранспортные возможности, нанося ущерб интересам других участников рынка.

Дополнительные сложности для независимых поставщиков газа также создают различия в стандартах, устанавливающих требования по балансировке системы. Комиссия ЕС также отмечает, что одним из факторов, затрудняющим свободные трансграничные перетоки газа и расширение конкуренции среди поставщиков, является смешение прибыли в рамках одной корпоративной структуры, объединяющей деятельность по транспортировке и поставкам газа.

3.5.3. Розничные поставки и выбор потребителей

Структура рынков розничных поставок газа является результатом действия 2-х основных факторов. Во-первых, это уровень конкуренции на оптовом рынке, который ограничивает конкуренцию на розничных рынках. А во-вторых, это исторически сложившаяся структура региональных рынков (количество газораспределительных компаний), которая также влияет на количество поставщиков. Эти данные, вместе с данными об объемах переходов (переговоров о переходах) потребителей от одного поставщика к другому, представлены в Таблице 3.9.

Таблица 3.9

	Количест-во лицен-зирован-ных пос-тавщиков	Количест-во постав-щиков, не-зависимых от ГРО	Рыночная доля, за-нимаемая крупней-шим пос-тавщиком	Крупные промышленные потребители		Мелкие коммерческие потребители/ население
				переходы	переговоры	переходы	переговоры
Австрия	25	2	н/д	<2%	н/д	правомочия отсутствуют
Бельгия	5	5	95%	н.д.	н/д	правомочия отсутствуют
Великобритания	93	93	50%	>50%	н/д	0	92%
Дания	4	0	92%	2-5%	н/д	правомочия отсутствуют
Франция	26	4	95%	20-30%	н/д	правомочия отсутствуют
Германия	740	12	н/д	<2%	н/д	<2%	н.д.
Ирландия	н/д	н/д	н/д	20-30%	н/д	правомочия отсутствуют
Италия	750	—	10%	10-20%	н/д	2-5%	н.д.
Люксембург	6	1	85%	5-10%	100%	правомочия отсутствуют
Нидерланды	20	20	н.д.	30-50%	н/д	правомочия отсутствуют
Испания	30	30	70%	20-30%	н/д	правомочия отсутствуют
Швеция	7	0	100%	<2%	н/д	правомочия отсутствуют

В Отчете говорится, что за последний год развивающиеся потребительские рынки газа появились в Италии, Ирландии, Нидерландах и Испании, которые имеют высокий уровень «переключения» потребителей. Отмечается также определенный прогресс, достигнутый Францией, несмотря на невыполнение ею основных требований Директивы (порог квалифицированных потребителей во Франции намного выше, чем в других странах). Безусловным лидером ЕС по внедрению эффективной конкуренции на газовом рынке, в том числе среди мелких потребителей, остается Великобритания.

Используемые материалы

1. Исследование «Статус подотрасли газораспределения Российской Федерации». Отчет «Газовая отрасль РФ: Обеспечение недискриминационного доступа третьим сторонам газотранспортным сетям», М: 1999.

2. Право Европейского Союза: Документы и комментарии / Под ред. проф. С.Ю. Кашкина — М.: ТЕРРА, 1999.

3. International Energy Agency. Natural gas pricing in competitive markets. 2000.

4. DRI-DEFA. Report for European Commission Directorate General for Transport and Energy to determine changes after opening of the Gas Market in August 2000. Volume 1 and 2, July 2001.

5. NV Nederlandse Gasune. Gas Carriage and Third Party Transmissions Tarrifs in Europe, May 2001.

6. International Energy Agency. Regulatory reform: European gas. 2001.

7. Commission of European Communities. Commission Staff Working Paper. Second benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market. Brussels, 01/10/2002.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ПРАВОВЫХ МЕХАНИЗМОВ ДОСТУПА НЕЗАВИСИМЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ К ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЕ ОАО «ГАЗПРОМ»

Введение

Впервые о необходимости обеспечения доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» упоминается в Указе Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 г. № 1333 «О преобразовании государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество «Газпром», которым регламентировалась процедура организационного оформления ОАО «Газпром» как акционерного общества в процессе его приватизации. Одним из положений данного Указа на учреждаемое Российское акционерное общество «Газпром» возлагалась «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».

Данное положение Указа, как и многие другие юридические нормы того периода (как, например, утвержденная в феврале 1994 г. Первым заместителем Председателя Правительства РФ «Временная инструкция по доступу к магистральным газопроводам»), имело преимущественно декларативный характер. Доступ независимых производителей газа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» предоставлялся по традиционной с советских времен схеме: газ российских нефтяных компаний и среднеазиатских республик бывшего СССР поступал в систему магистральных газопроводов и поставлялся потребителям (включая экспортные поставки) в рамках исторически сложившейся централизованной системы функционирования газовой промышленности.

Ситуация стала меняться в связи с сокращением добычи газа ОАО «Газпром» и ростом спроса на газ со стороны российских и зарубежных потребителей. Развитие российского рынка газа потребовало корректировки подходов к проблеме обеспечения доступа независимых производителей к газотранспортной инфраструктуре.

В середине 1990-х годов были приняты первые нормативные правовые акты, сформировавшие предпосылки для возникновения системы регулирования доступа третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре. В августе 1995 г. был принят Федеральный закон «О естественных монополиях», которым транспортировка газа по трубопроводам была отнесена к сфере деятельности субъектов естественных монополий, подлежащих государственному регулированию и контролю. В соответствии с данным Законом была образована Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации, являющаяся федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе в газовой отрасли.

В июле 1996 г. Правительство Российской Федерации поручило ФЭК России и другим федеральным органам исполнительной власти с участием ОАО «Газпром» разработать и ввести в действие положение о регулировании тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа для независимых организаций. В марте 1997 г. ФЭК России было утверждено «Временное положение по применению тарифов на транспортировку газа», в котором впервые был установлен тариф на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» для независимых организаций, а также содержались некоторые положения, регламентирующие порядок доступа независимых производителей к газотранспортной системе ОАО «Газпром» (обязательность удовлетворения требований к техническим параметрам газа; предоставление доступа только к «свободным мощностям» ГТС; право ОАО «Газпром» самостоятельно определять маршруты транспортировки газа).

Вновь вопрос о доступе к газотранспортной системе ОАО «Газпром» 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 основных проблем газовой промышленности была названа неэффективность существовавшего порядка доступа независимых поставщиков газа к газотранспортной системе ОАО «Газпром». В качестве одного из основных направлений реформирования газовой промышленности была заявлена необходимость «получения независимыми российскими производителями газа на территории Российской Федерации недискриминационных прав на доступ к свободным мощностям газотранспортной системы».

В соответствии с Указом, в качестве мер первого этапа структурной реформы газовой промышленности (в течение 1997 года) предполагалось разработать и внедрить единую систему тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа как для независимых поставщиков газа, не входящих в ОАО «Газпром», так и для организаций ОАО «Газпром»; разработать и утвердить положение об обеспечении доступа независимых поставщиков газа к газотранспортной системе ОАО «Газпром»; а также создать межведомственную комиссии по рассмотрению вопросов, связанных с доступом к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

Во исполнение Указа № 426, Правительством Российской Федерации были приняты «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» (утверждено Постановлением Правительства РФ от 14.07.97 № 858) и «Положение о Межведомственной комиссии по рассмотрению вопросов, связанных с доступом независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» (утверждено Постановлением Правительства РФ от 30.12.97 № 1269), которыми в основном и была сформирована действующая в настоящее время правовая система организации и регулирования доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

Следует отметить, что предусмотренная Указом № 426 единая система тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа, применяемая одновременно для ОАО «Газпром» и независимых организаций, до настоящего времени не внедрена. Регулирование тарифов по магистральной транспортировке газа осуществляется только в отношении независимых организаций. Методика формирования данных тарифов отсутствует.

В рамках реализации правительственного «Положения об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» в феврале 1998 г. ОАО «Газпром» было утверждено внутреннее «Положение о порядке подготовки и выдачи разрешений на доступ независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», которым регламентируются преимущественно процедурные вопросы рассмотрения поступивших в ОАО «Газпром» заявок независимых организаций на получение доступа к газотранспортной системе, а также утверждена типовая форма договора на транспортировку газа.

В начале 1999 г. по инициативе и при поддержке ОАО «Газпром» был разработан и принят Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации», являющийся в настоящее время основным нормативным правовым актом, регулирующим отношения в сфере газовой отрасли. В данном Законе в основном содержатся нормы, закрепившее положение дел, существовавшее в отрасли на момент его принятия, в том числе в области регулирования доступа к газотранспортным сетям и установления тарифов на транспортировку газа.

В ноябре 2000 г. Межведомственная комиссия по рассмотрению вопросов, связанных с доступом независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» была упразднена, а вместо нее и Межведомственной комиссии по регулированию вопросов, связанных с использованием системы магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и терминалов в морских портах для вывоза нефти, нефтепродуктов за пределы таможенной территории Российской Федерации, была образована Комиссия Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов, к которой полностью перешли полномочия Межведомственной комиссии по доступу к газотранспортной системе ОАО «Газпром» не изменились.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2000 № 1021 были утверждены «Основные положения формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации» (действуют в редакции Постановления Правительства РФ от 22.05.2002 № 328), в котором были установлены основные принципы и порядок ценообразования в сфере газовой отрасли, в том числе в области регулирования тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа, и была зафиксирована необходимость постепенного перехода от регулирования цен на газ и тарифов на магистральную транспортировку газа для независимых организаций к регулированию единых для всех участников рынка газотранспортных тарифов.

Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.05.2001 № 334 «Об обеспечении недискриминационного доступа к газотранспортным системам» в «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» и «Положение о Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов» были внесены некоторые изменения, в основном носящие косметический характер и не затрагивающие принципиальных положений (хотя в некоторых случаях права независимых организаций на получение доступа к газотранспортной системе были сокращены).

В результате принятия указанных выше нормативных правовых актов, в России фактически был установлен так называемый «договорной» режим предоставления доступа третьих сторон к услугам по магистральной транспортировке газа: компании, желающие получить доступ к газотранспортной инфраструктуре, вынуждены вступать в индивидуальные переговоры с ОАО «Газпром» и договариваться о самой возможности предоставления им доступа к ГТС и конкретных условиях транспортировки принадлежащего им газа (маршруты, режимы подачи и отбора газа, условия оплаты и т.д.). Степень участия государства в регулировании доступа независимых организаций к услугам по магистральной транспортировке газа в настоящее время минимальна: основные полномочия по предоставлению доступа сосредоточены у ОАО «Газпром»; государственные органы, начиная с 1997 г., осуществляют лишь регулирование тарифов на транспортировку газа для независимых организаций (ФЭК России) и в досудебном порядке рассматривают отдельные спорные вопросы, связанные с предоставлением доступа к ГТС (Комиссия Правительства РФ по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов и МАП России).

И хотя количество публичных споров независимых организаций с ОАО «Газпром» по вопросам предоставления доступа к газотранспортной инфраструктуре незначительно (компании предпочитают «мирно договариваться» с ОАО «Газпром», чтобы иметь хотя бы какую-то возможность использования ГТС), эффективность существующей системы организации и регулирования доступа третьих сторон к услугам по магистральной транспортировке газа вызывает многочисленные нарекания со стороны экспертов и специалистов.

Как наиболее типичные случаи разногласий между независимыми производителями и ОАО «Газпром», характеризующие современную систему организации и регулирования доступа третьих сторон к услугам по магистральной транспортировке газа, можно выделить принятые в начале 2003 г. судебные и административные решения по искам компании «Транс Нафта» о нарушении ее прав при получении доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» и ограничении возможностей конкурентного поведения на рынках реализации газа.

В январе 2003 г. Арбитражный суд г. Москвы отклонил иск ЗАО «Транс Нафта» о незаконности бездействия Комиссии Правительства РФ по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов. По информации Министерства РФ по антимонопольной политике и поддержки предпринимательства, представлявшего в суде интересы Комиссии Правительства РФ, данное решение аргументировано тем, что «право рассмотрения заявок независимых организаций на получение доступа к газотранспортной системе предоставлено ОАО «Газпром», а не правительственной Комиссии».

В то же время МАП России в своем решении от 17.02.2003 по делу о нарушении антимонопольного законодательства ОАО «Газпром», ООО «Межрегионгаз», ООО «Кироврегионгаз» и ООО «Чувашрегионгаз» признало в действиях указанной группы лиц, занимающих доминирующее положение на соответствующих товарных рынках, факты нарушения Закона «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках», выразившееся «в создании ЗАО «Транс Нафта» препятствий доступу на региональные рынки реализации газа путем удержания газа в газотранспортной системе, а также обеспечении отбора газа, принадлежащего ЗАО «Транс Нафта» по остаточному принципу, что ставит его в неравное положении (дискриминационные условия) по сравнению хозяйствующими субъектами, входящими в группу лиц ОАО «Газпром», и выдало указанной группе лиц предписание о прекращении нарушения антимонопольного законодательства.

Как видно из решений Арбитражного суда и МАП России по делу компании «Транс Нафты», доступ к услугам по магистральной транспортировке газа является ключевым инструментом, обеспечивающим доступ производителей газа к его потребителям, то есть к рынкам реализации газа. В современных российских условиях (неотделенность естественно-монопольной деятельности по транспортировке газа от потенциально-конкурентных сфер — добычи и реализации газа; сосредоточение основных полномочий по предоставлению доступа у ОАО «Газпром») существуют серьезные препятствия в получении независимыми производителями газа доступа к газотранспортной инфраструктуре и, как следствие, возможностей свободного выхода на рынки реализации газа, даже в пределах Российской Федерации.

Одним из ключевых направлений развития рынка газа в стране является дальнейшая дифференциация функций, связанных с использованием газотранспортной системы и других объектов, являющихся инфраструктурой общего пользования и обеспечивающих эффективное взаимодействие участников рынка в условиях конкурентной среды:

— разделение функций оператора газотранспортной системы и собственника ее основных фондов, включая возможности независимого сооружения и эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта;

— определение прав участников оптового и розничного рынков, включая гарантии получения ими недискриминационного доступа к газотранспортной инфраструктуре;

— решение вопросов выполнения общесистемных функций по поддержанию необходимого уровня надежности и безопасности функционирования газотранспортной инфраструктуры.

Для этого потребуется четкое описание данных функций, разработка механизмов, обеспечивающих их практическую реализацию, закрепление данных механизмов в нормативно-правовой базе, регулирующей отношения в газовой отрасли.

В данной работе рассматривается установленная действующими нормативными правовыми актами существующая система организации и регулирования доступа независимых организаций к газотранспортной магистральной инфраструктуре, включая правовые механизмы обеспечения доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» и регулирования тарифов на магистральную транспортировку газа; приводится перечень ключевых проблем развития рынка газа, связанных с доступом к газотранспортной инфраструктуре; а также сформулированы предложения, содержащие основные направления совершенствования существующих механизмов.

I: ПРАВОВЫЕ МЕХАНИЗМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДОСТУПА НЕЗАВИСИМЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ К ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЕ ОАО «ГАЗПРОМ»

1. Основные нормативно-правовые акты, регулирующие отношения, связанные с обеспечением доступа к газотранспортным сетям

Правовые основы свободного (недискриминационного) доступа субъектов экономической деятельности к газотранспортной инфраструктуре заложены в Конституции Российской Федерации, гарантирующей «единство экономического пространства, свободное перемещение товаров, поддержку конкуренции, свободу экономической деятельности» (ст. 8, ч. 1). В соответствии со статьей 34 Конституции, в России «не допускается экономическая деятельность, направленная на монополизацию и недобросовестную конкуренцию» (ст. 34, ч. 2). Статья 74 также устанавливает, что «на территории Российской Федерации не допускается установление таможенных границ, пошлин, сборов или каких-либо иных препятствий для свободного перемещения товаров», которые могут вводиться только на основании закона и при условии, «если это необходимо для обеспечения безопасности, защиты жизни и здоровья людей, охраны природы и культурных ценностей».

Основными нормативными правовыми актами, регулирующими доступ независимых организаций к услугам по магистральной транспортировке газа, в настоящее время являются Федеральный закон от 31.03.99 № 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации», а также действующее в соответствии с данным Законом «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», утвержденное Постановлением Правительства Российской Федерации от 14.07.97 № 858 (действует в редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 03.05.2001 № 334), и «Положение о Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов», утвержденное Постановлением Правительства Российской Федерации от 02.11.2000 № 843 (в редакции Постановления Правительства РФ от 03.05.2001 № 334).

Различные аспекты регулирования отношений, связанных с доступом к услугам по магистральной транспортировке газа, затрагивают также отдельные нормы, содержащиеся в Законе Российской Федерации от 22.03.91 № 948-1 «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках», Федеральном законе от 17.08.95 № 147-ФЗ «О естественных монополиях», нормативных правовых актах Правительства Российской Федерации и Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации, рассматриваемых в данной работе.

2. Закон «О газоснабжении в Российской Федерации»

Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации» (сокращенно — Закон «О газоснабжении») был принят 31 марта 1999 г. и вступил в силу 5 апреля 1999 г. Как уже отмечалось, Закон «О газоснабжении» явился во-многом политическим документом, закрепившим существовавшее в тот период времени распределение полномочий и влияния в области управления и регулирования газовой отрасли между ОАО «Газпром» и Правительством РФ.

Содержащиеся в Законе нормы в основном зафиксировали положение, существовавшее на момент его принятия. Это также относится к статье 27 Закона, регулирующей отношения, связанные с обеспечением доступа к газотранспортным и газораспределительным сетям, нормы которой фактически продублировали основные формулировки ранее принятого «Положения об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», утвержденного Постановлением Правительства Российской Федерации от 14.07.97 № 858 (см. ниже).

2.1. Регулирование доступа к газотранспортным и газораспределительным сетям

В соответствии со статьей 27 Закона «О газоснабжении», «организации — собственники систем газоснабжения обязаны обеспечить недискриминационный доступ любым организациям, осуществляющим деятельность на территории Российской Федерации, к свободным мощностям принадлежащих им газотранспортных и газораспределительных сетей в порядке, установленном Правительством Российской Федерации», при этом «качество предназначенного для транспортировки указанными организациями газа должно соответствовать государственным стандартам и подтверждаться сертификатами соответствия требованиям стандарта».

Нормы данной статьи на законодательном уровне зафиксировали следующие принципиальные положения. Во-первых, в соответствии с Законом, право на доступ к газотранспортным (газораспределительным) сетям, принадлежащим организациям — собственникам систем газоснабжения, имеют любые организации, осуществляющие деятельность на территории Российской Федерации, в том числе иностранные организации.

Следует отметить, что подход к субъектному составу потенциальных пользователей услуг по магистральной транспортировке газа в Законе «О газоснабжении» по сравнению с Указом Президента РФ от 28.04.97 № 426 несколько изменился: если в Указе № 426 речь шла только о российских производителях газа, то Закон «О газоснабжении» распространил действие норм о доступе к газотранспортным сетям также на иностранные организации, действующие на территории Российской Федерации, а также на организации, являющиеся потребителями газа и другими участниками российского газового рынка.

Во-вторых, для получения доступа к газотранспортным и газораспределительным сетям законодательно установлена необходимость наличия в них так называемых «свободных мощностей». При этом определение данного понятия в самом Законе «О газоснабжении» не раскрывается, предполагая его наличие в подзаконных актах.

В-третьих, Законом установлена обязательность соответствия качества предназначенного для транспортировки газа государственным стандартам (что должно подтверждаться сертификатом соответствия)[35]. Каких-либо дополнительных требований к качественным параметрам допускаемого к транспортировке газа законодательно не установлено.

И, наконец, что касается непосредственного раскрытия продекларированного принципа недискриминационности доступа к свободным мощностям газотранспортных (газораспределительных) сетей, то в соответствии с Законом, подробная правовая регламентация условий и порядка доступа перенесена на уровень подзаконных актов, принимаемых Правительством Российской Федерации.

Такой способ правового регулирования одного из ключевых институтов, обеспечивающих нормальное функционирование и перспективное развитие рынка газа в Российской Федерации, нельзя признать удовлетворительным: отсутствие законодательно установленных норм, регламентирующих основные правила предоставления доступа к газотранспортной инфраструктуре, являющейся сферой естественной монополии и контролируемой монопольным участником рынка, в значительной степени снижает эффективность функционирования данного института, не обеспечивая практическую реализацию продекларированного принципа недискриминационности и препятствуя формированию конкурентной среды в сфере газовой отрасли.

2.2. Место правовых норм о доступе к газотранспортной инфраструктуре в российском законодательстве

В структуре Закона «О газоснабжении» рассмотренная выше статья 27, регулирующая отношения, связанные с доступом к газотранспортным и газораспределительным сетям, включена в главу, посвященную антимонопольному регулированию в сфере газоснабжения (Глава VII «Антимонопольное регулирование газоснабжения»), которая включает в себя наряду со статьей 27 также статью 26 «Антимонопольные правила для организаций — собственников систем газоснабжения», нормы которой содержат ссылки на антимонопольное законодательство (статья 26 рассматривается ниже).

Из этого факта можно заключить, что регулирование доступа к газотранспортной (газораспределительной) инфраструктуре является частью антимонопольного законодательства и должно осуществляться на основе норм Закона РФ «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» (сокращенно — Закон «О конкуренции»).

Для справки.

Закон Российской Федерации «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» был принят в 1991 г. и действует с учетом внесенных в него впоследствии изменений и дополнений. Применяется в отношении любого хозяйствующего субъекта, действующего на территории Российской Федерации

Закон предусматривает 3 основных направления государственной антимонопольной политики в Российской Федерации:

1) пресечение монополистической деятельности хозяйствующих субъектов (злоупотребление доминирующим положением и соглашения, ограничивающие конкуренцию) на товарных рынках (рынках услуг) Российской Федерации;

2) пресечение действий органов государственной власти и местного самоуправления, ограничивающих конкуренцию;

3) осуществление контроля за созданием, реорганизацией, ликвидацией коммерчески и некоммерческих организаций, а также приобретением долей в уставном каптале коммерческих организаций.

Федеральным органом исполнительной власти по осуществлению государственной антимонопольной политики является Министерство Российской Федерации по антимонопольной политике поддержке предпринимательства (МАП России), основными полномочиями которого являются:

— Рассмотрение антимонопольных дел и выдача предписаний о прекращении нарушений антимонопольного законодательства;

— Применение мер административной ответственности, предусмотренных КоАП за нарушение норм антимонопольного законодательства (для юридических лиц административные штрафы в размере от 50 до 5 000 минимальных размеров оплаты труда);

— Обращение в суд или в арбитражный суд с заявлениями о нарушении антимонопольного законодательства.

В Законе отсутствуют однозначно трактуемые критерии применения мер антимонопольного преследования. Хозяйствующим субъектам предоставляется возможность доказывать регулирующим органам отсутствие в их действиях признаков нарушения антимонопольного законодательства.

Практическое применение норм действующего в России антимонопольного законодательства показало его неэффективность по сравнению с системой антимонопольного регулирования, существующей в США, странах-членах ЕС и других экономических развитых странах, что особенно актуально в условиях повышенной степени монополизации российского рынка и наличия значительного числа технологических монополий, доставшихся в наследство со времен плановой экономики.

Однако такой вывод в определенной степени противоречит содержанию статьи 3 Закона «О газоснабжении», которая устанавливает, что законодательство Российской Федерации, регулирующее отношения в сфере газоснабжения, в числе прочих законодательных актов, основывается на Федеральном законе «О естественных монополиях», но не упоминает Закон «О конкуренции».

Для справки.

Федеральный закон «О естественных монополиях» был принят в 1995 г. и действует с учетом внесенных в него впоследствии изменений и дополнений.

Закон предусматривает 2 основных метода регулирования естественных монополий:

1) ценовое (тарифное) регулирование;

2) определение перечня потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию субъектом естественной монополии, и/или установление минимального уровня их обслуживания в случае невозможности полного удовлетворения их потребностей.

Органом регулирования естественных монополий в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе в газовой отрасли, в настоящее время является Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации (ФЭК России). Единственным применяемым на практике методом регулирования деятельности субъектов естественных монополий в настоящее время является ценовое (тарифное) регулирование.

Между тем, Закон «О естественных монополиях» предоставляет органу регулирования естественных монополий возможность использования 2-го предусмотренного данным Законом метода регулирования, в том числе в области обеспечения доступа независимых организаций к газотранспортной инфраструктуре. А именно, в соответствии с Законом ФЭК России вправе формировать перечень потребителей (независимых организаций), подлежащих обязательному обслуживанию субъектом естественной монополии, осуществляющим деятельность в сфере транспортировке газа по трубопроводам, или устанавливать минимальный уровень обслуживания при невозможности удовлетворения в полном объеме потребностей в оказываемых им услугам (то есть, осуществлять резервирование части газотранспортных мощностей для использования их независимыми организациями).

Из данного положения Закона «О газоснабжении» следует, что применительно к отношениям в сфере газоснабжения, в том числе к отношениям, связанным с обеспечением доступа к газотранспортным сетям, нормы Закона «О естественных монополиях» носят специальный характер, то есть, подлежат первоочередному применению по сравнению с другими законодательными актами, в том числе по сравнению с антимонопольным законодательством. А это противоречит выводу, вытекающему из факта из включения статьи 27 Закона «О газоснабжении» в главу «Антимонопольное регулирование газоснабжения». Таким образом, налицо определенное внутреннее противоречие норм Закона «О газоснабжении» (между статьей 3 и главой VII).

Следует отметить, что в соответствии с поправкой, внесенной в Закон «О естественных монополиях» Федеральным законом от 26.03.2003 № 39-ФЗ, субъекты естественных монополий обязаны предоставлять доступ на товарные рынки и (или) предоставлять услуги, в отношении которых применяется регулирование в соответствии с данным Законом, на недискриминационных условиях согласно требованиям антимонопольного законодательства. Тем самым, на законодательном уровне фактически установлено, что в сфере определения условий предоставления доступа к услугам естественных монополий нормы антимонопольного законодательства имеют приоритет по отношению к законодательству о естественных монополиях.

Статья 26 Закона «О газоснабжении», которая наряду с рассмотренной выше статьей 27 формирует главу VII, посвященную антимонопольному регулированию газоснабжения, устанавливает, что «организациям — собственникам систем газоснабжения, поставщикам газа или уполномоченным им организациям запрещается совершать действия, нарушающие антимонопольное законодательство», и приводится перечень таких действий.

Все приведенные в данной статье положения практически дословно (с учетом специфики газовой отрасли) дублируют перечень действий хозяйствующего субъекта, занимающего доминирующее положение на рынке, которые Законом «О конкуренции» (статья 5) признаются злоупотреблением доминирующим положением.

Кроме того, как в Законе «О конкуренции», так и в Законе «О газоснабжении», среди действий, которые запрещается совершать хозяйствующим субъектам, занимающим доминирующее положение на рынке, а также организациям — собственникам систем газоснабжения и поставщикам газа, повторяются признаки публичного договора, содержащиеся в статье 426 Гражданского кодекса РФ («Публичный договор»). Таким образом, возникает вопрос о возможности признания договора поставки (транспортировки) газа публичным договором.

Из общего смысла и содержания статьи 26 Закона «О газоснабжении» можно заключить, что, несмотря на отсутствие в ней прямого указания на публичный характер договоров, заключаемых собственниками систем газоснабжения и поставщиками газа с их контрагентами, к данным договорам действительно могут и должны применяться правила публичного договора в соответствии с гражданским законодательством Российской Федерации. Однако для устранения правовой неопределенности и возможных судебных споров данный вопрос должен быть непосредственно урегулирован в нормативных правовых актах, регулирующих отношения в сфере газоснабжения (прежде всего, в Законе «О газоснабжении в Российской Федерации»).

3. Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром»

Основным нормативным правовым актом Правительства Российской Федерации, предусмотренным Законом «О газоснабжении в Российской Федерации» и непосредственно регулирующим порядок и условия предоставления доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», является «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» (сокращенно — «Положение о доступе»), утвержденное Постановлением Правительства РФ от 14.07.97 № 858 и действующее в редакции Постановления Правительства РФ от 03.05.2001 № 334.

Как уже отмечалось, данное Положение было принято во исполнение Указа Президента РФ от 28.04.97 № 426 «Об Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» и вместе с рассмотренными выше нормами статьи 27 Закона «О газоснабжении» и «Положением о Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов», которое рассматривается ниже, в настоящее время непосредственно регулирует отношения, связанные с обеспечением доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром»[36].

3.1. Сфера применения

В соответствии с пунктом 2 «Положения о доступе», данное Положение определяет «условия и порядок доступа независимых организаций на территории Российской Федерации к газотранспортной системе ОАО «Газпром» для снабжения газом потребителей Российской Федерации». Термин «независимые организации», впоследствии воспроизведенный в Законе «О газоснабжении», впервые появился именно в «Положении о доступе». В соответствии с пунктом 1 Положения, «независимыми организациями» являются «организации, не являющиеся организациями системы ОАО «Газпром», которые, в свою очередь, определяются как само «ОАО «Газпром», дочернее или зависимое от него хозяйственное общество, а также иная организация, «контролируемая» ОАО «Газпром». Понятие «контролируемой» организации в данном Положении не раскрывается; данный термин также отсутствует в действующем гражданском законодательстве (содержащем определения понятий «дочернее общество» и «зависимое общество», используемые в Положении о доступе) и в Законе «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» (содержащем понятия «группа лиц», «аффилированные лица», позволяющие определять степень влияния данных лиц на деятельность хозяйствующего субъекта). Это создает правовую неопределенность при идентификации организаций, «независимых» от ОАО «Газпром» и подпадающих под действие «Положения о доступе».

Следует отметить, что определение «независимой организации», содержащееся в «Положении о доступе», не соответствует определению «независимой организации», имеющемуся в общей части Закона «О газоснабжении», в соответствии с которым «независимой организацией» является «организация, которая осуществляет производство и поставки газа и является независимой от организаций-собственников систем газоснабжения и газораспределительных систем» (статья 2 Закона). Во-первых, как уже было отмечено, в «Положении о доступе» используется термин «контролируемой» организации, отсутствующий в российском законодательстве (в т.ч. в Законе «О газоснабжении»), а во-вторых, в отношениях, связанных с доступом к газотранспортной системе ОАО «Газпром», в соответствии с «Положением о доступе» независимой организацией может быть не только производитель и поставщик газа, как это определяется в Законе «О газоснабжении», но также и потребитель газа, что существенно расширяет субъектный состав потенциальных пользователей услуг по магистральной транспортировке газа. Ситуация с наличием 2-х различных определений независимой организации в Законе «О газоснабжении» и в «Положении о доступе» не может быть признана юридически корректной.

Юридической новеллой «Положения о доступе» следует также признать содержащуюся в пункте 2 Положения норму, ограничивающую цель участия независимых организаций в отношениях, связанных с доступом к газотранспортной системе, исключительно «снабжением газом потребителей Российской Федерации» (в Законе «О газоснабжении» данная норма отсутствует). Тем самым, действие «Положения о доступе» исключено в отношении экспортируемого или транзитного газа, а применимо лишь для газа, предназначенного для газоснабжения российских потребителей (включая импортируемый газ).

Что касается принципа территориального действия, то он по сравнению с Указом Президента РФ от 28.04.97 № 426 (в Законе «О газоснабжении» данный вопрос непосредственно не урегулирован) в «Положении о доступе» не изменился. Как и в Указе № 426, действие «Положения о доступе» распространяется только на газотранспортную систему, расположенную на территории Российской Федерации. В отношении использования газотранспортной системы за пределами Российской Федерации, Положением установлено, что условия и порядок доступа к ней определяются «на основе контрактов, заключаемых ОАО «Газпром» в соответствии с международными договорами Российской Федерации и международными обязательствами ОАО «Газпром» (п. 3). Отсюда следует заключить, что порядок доступа российских производителей и поставщиков газа к газотранспортным сетям, расположенным за пределами территории Российской Федерации, фактически регулируется контрактными обязательствами ОАО «Газпром».

Таким образом, существующая в настоящее время в Российской Федерации система организации и регулирования доступа к газотранспортным магистральным сетям ОАО «Газпром»:

1) действует в отношении любых организаций (российских и иностранных), осуществляющих свою деятельность на территории Российской Федерации, независимо от их функциональной роли на рынке газа (производитель, поставщик, потребитель);

2) регламентирует доступ к газотранспортным сетям, расположенным на территории Российской Федерации;

3) применяется только в отношении газа, предназначенного для газоснабжения российских потребителей.

3.2. Определение ключевых понятий

Наряду с понятиями «организации системы ОАО «Газпром» и «независимой организации», рассмотренными в предыдущем разделе, в «Положении о доступе» содержатся определения следующих понятий: «газотранспортная система ОАО «Газпром», «газораспределительная организация», «свободная мощность газотранспортной системы», «краткосрочный контракт», «среднесрочный контракт», «долгосрочный контракт». Указано, что «иные термины и определения, используемые в настоящем Положении, соответствуют принятым в Федеральном законе «О газоснабжении в Российской Федерации», а также в иных нормативных правовых актах о поставках газа и газоснабжении» (п. 1).

Что касается систем транспортировки газа, подпадающих под действие «Положения о доступе», то в соответствии с имеющимся определением, «газотранспортная система ОАО «Газпром» — это «система магистральных газопроводов единой системы газоснабжения открытого акционерного общества «Газпром», включая газопроводы — отводы». Из этого определения (с учетом норм о единой системе газоснабжения, содержащихся в Законе «О газоснабжении») следует, что в состав газотранспортной системы, подпадающей под действие данного Положения, входит инфраструктура по магистральной транспортировке газа, принадлежащая ОАО «Газпром».

Особого внимания заслуживает определение понятия «свободная мощность газотранспортной системы», под которой в Положении понимается «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».

Формально в соответствии с данным определением в заполнении технически возможной мощности газотранспортной системы участвуют объемы газа, транспортируемые как организациями системы ОАО «Газпром», так и независимыми организациями (что теоретически можно признать соответствующим принципу недискриминационности, сформулированному в Законе «О газоснабжении»). Однако транспортировка газа независимых производителей возможна лишь после предоставления им доступа к газотранспортной системе, что делает имеющееся определение нефункциональным.

Следует отметить, что упоминаемые в определении «решения Президента Российской Федерации и Правительства Российской Федерации об обязательных поставках газа организациями системы ОАО «Газпром» в настоящее время не принимаются (на нормативном уровне данный вопрос также не урегулирован). Кроме того, требует более подробной правовой регламентации термин «технически возможная мощность», так как в противном случае возможна его произвольная трактовка.

3.3. Основные условия предоставления доступа

В пунктах 4-5 «Положения о доступе» сформулированы основные условия предоставления доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром». В соответствии с пунктом 4, «любая организация на территории Российской Федерации имеет право недискриминационного доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром» на территории Российской Федерации для транспортировки газа». Данная формулировка имеет декларативный характер и фактически дублирует содержание статьи 27 Закона «О газоснабжении».

В пункте 5 Положения установлено, что «ОАО «Газпром» обеспечивает доступ независимых организаций к своей газотранспортной системе на основании договоров, заключаемых этими организациями с ОАО «Газпром» или по поручению ОАО «Газпром» — с его газотранспортными организациями при соблюдении следующих условий:

— наличие свободных мощностей в газотранспортной системе от места подключения до места отбора газа на предлагаемый поставщиком газа период поставки газа;

— соответствие качества и параметров поставляемого газа стандартам и действующим в системе ОАО «Газпром» техническим условиям и другим нормативно-техническим документам;

— наличие к предлагаемой поставщиком газа дате начала поставки газа подводящих газопроводов у поставщиков и газопроводов — отводов к покупателям с пунктами учета и контроля качества газа».

Данные нормы «Положения о доступе» позволяют сделать следующие основные выводы. Во-первых, в данном пункте Положения четко зафиксировано, что определение факта наличия свободных мощностей в газотранспортной системе отнесено к исключительной прерогативе ОАО «Газпром»: другие органы или организации в определении факта наличия свободных мощностей в газотранспортной системе не участвуют. Во-вторых, в Положении о доступе расширительно толкуется норма Закона «О газоснабжении» о требованиях, предъявляемых к качеству предназначенного для транспортировки газа, который должен соответствовать не только государственным стандартам, как это установлено в статье 27 Закона «О газоснабжении», но также и «действующим в системе ОАО «Газпром» техническим условиям и другим нормативно-техническим документам»: тем самым, ОАО «Газпром» предоставлено право самостоятельного определения технических параметров газа, допускаемого к транспортировке (необходимость наличия подводящих газопроводов и газопроводов-отводов с пунктами учета и контроля следует признать объективными технологическими требованиями). И, наконец, в соответствии с Положением, факт предоставления доступа к газотранспортной системе должен быть зафиксирован заключением ОАО «Газпром» с независимой организацией договора на транспортировку газа.

В соответствии с пунктом 6 Положения, для получения доступа к газотранспортной системе независимая организация должна представить в ОАО «Газпром» заявку по форме[37], утвержденной Комиссией Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов по представлению ОАО «Газпром» (далее по тексту — Комиссия). Положением установлено, что данная заявка должна содержать следующие сведения:

1) реквизиты поставщика газа;

2) источники газа и их характеристики;

3) срок начала и окончания поставок газа;

4) объемы поставок газа для среднесрочных и долгосрочных контрактов по годам на весь срок поставок и по кварталам на первый год поставок, для краткосрочных контрактов — по месяцам на весь срок поставок;

5) условия поставок газа (прерываемые или непрерываемые);

6) качественные характеристики и параметры поставляемого газа;

7) место подключения к газотранспортной системе ОАО «Газпром» подводящего газопровода;

8) место сдачи газа покупателю;

9) подтверждение газораспределительной организации и потребителя о готовности к приему заявленного газа в период поставки газа;

10) документы, подтверждающие право собственности на газ или наличие договорных обязательств по покупке (продаже) газа (п. 6).

Следует отметить, что, сведения, содержащиеся, по крайней мере, в 2-х подпунктах данного пункта, являются не просто формальной информацией, необходимой для включения в заявку по технологическим причинам, но фактически представляют собой дополнительные условия, необходимые для получения независимой организацией доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром». Такими дополнительно установленными обязательными условиями являются:

— необходимость подтверждения со стороны газораспределительной организации и потребителя газа их готовности к приему газа, заявленного к транспортировке;

— необходимость наличия у независимой организации документа, подтверждающего право собственности на газ, или заключенного договора на покупку (продажу) газа.

Кроме того, факт включения сведений об источниках, продавцах и потребителях газа (подпункты 2, 9, 10) в заявку, предоставляемую ОАО «Газпром», которое само является участником рынка газа в качестве производителя и поставщика, создает ему необоснованные рыночные преимущества.

В пункте 8 Положения установлены сроки подачи в ОАО «Газпром» заявок для получения доступа к газотранспортной системе, которые дифференцированы в зависимости от продолжительности контрактов (краткосрочные, среднесрочные и долгосрочные) и привязаны к промежуткам времени от момента подачи заявки до предполагаемого срока начала поставок (установлены максимальные и минимальные сроки подачи заявок).

«Положением о доступе» также предусмотрен случай нехватки свободных мощностей для удовлетворения совокупных потребностей ОАО «Газпром» и независимых организаций в транспортировке газа через газотранспортную систему ОАО «Газпром». В соответствии с пунктом 9 Положения, «в случае, если заявленные независимыми организациями и планируемые ОАО «Газпром» на определенный период времени объемы транспортировки газа превышают свободные на этот период времени мощности газотранспортной системы от места подключения до места отбора газа, независимые организации по решению Комиссии имеют право на использование технической возможности газотранспортной системы (с учетом технологических резервов согласно действующим стандартам), но не более объема свободных мощностей на предлагаемый ими период поставок газа».

То есть, принятие решения о предоставлении доступа независимым организациям в случае нехватки свободных мощностей ГТС для удовлетворения совокупных потребностей ОАО «Газпром» и независимых организаций отнесено к компетенции Комиссии, но ее возможности принять такое решение ограничены наличием свободных мощностей в системе, определение и распределение которых в соответствии с пунктами 2, 5 и 10 данного Положения полностью отнесено к прерогативе ОАО «Газпром», что позволяет сделать вывод о фактически декларативном характере данного пункта Положения.

В пункте 10 Положения рассматривается случай нехватки свободных мощностей для удовлетворения всех рассматриваемых заявок, т.е. мощностей для транспортировки газа независимых организаций. В соответствии с Положением, в такой ситуации приоритет отдается «в первую очередь — поставщикам газа для коммунальных и бытовых нужд населения; во вторую очередь — поставщикам газа, предусматривающим поставки газа в течение более длительного срока по сравнению с другими заявителями. Заявки остальных независимых организаций удовлетворяются с учетом требований антимонопольного законодательства либо пропорционально заявленным объемам транспортировки газа, либо на конкурсной основе в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации».

Таким образом, данной нормой фактически закреплен принцип приоритета ОАО «Газпром» в праве доступа к газотранспортной системе, так как в Положении рассматривается только случай нехватки свободных мощностей для транспортировки газа независимых организаций, а о возможности нехватки мощностей для транспортировки газа ОАО «Газпром» (за исключением рассмотренного выше пункта 9) не упоминается.

При этом нормы данного пункта имеют значительную правовую неопределенность и допускают их произвольное толкование при решении вопроса о доступе к газотранспортной системе. В частности, формулировка об альтернативном использовании «требований антимонопольного законодательства», принципа пропорциональности по заявленным объемам и конкурсного распределения свободных мощностей требует конкретизации (необходимая правовая регламентация данных механизмов отсутствует) и предоставляет выбор конкретного способа распределения свободных мощностей ОАО «Газпром».

3.4. Процедурные вопросы предоставления доступа

В пунктах 11-13 «Положения о доступе» зафиксированы сроки рассмотрения в ОАО «Газпром» заявок на получение доступа к газотранспортной системе, виды решений, принимаемых ОАО «Газпром», и сроки сообщения о них заявителям, а также в случае предоставления доступа (полного или частичного удовлетворения заявки) — сроки заключения договоров на транспортировку газа. Установлено, что форма договора на транспортировку газа разрабатывается ОАО «Газпром» «в соответствии с законодательством Российской Федерации и настоящим Положением», а условия предоставления доступа (объемы, маршруты, тарифы и другие условия транспортировки) определяются в договоре «согласно настоящему Положению».

Следует отметить, что конкретных нормативных требований к содержанию договора транспортировки газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» в «Положении о доступе» не установлено, что с учетом содержания имеющихся в Положении норм фактически означает, что право формулировать такие требования предоставлено исключительно ОАО «Газпром», так как в соответствии с данным Положением, именно ОАО «Газпром» определяет конкретные условия предоставления доступа независимых организаций к своей газотранспортной системе.

В соответствии с пунктами 14-15 Положения, в случае несогласия независимой организации с принятым по ее заявке ОАО «Газпром» решением данная организация имеет право предоставить «заявку на транспортировку газа, решение ОАО «Газпром» по заявке и иные необходимые материалы» в Комиссию, которая с участием представителей независимой организации и ОАО «Газпром» в месячный срок «рассматривает представленные материалы и принимает окончательное решение».

Иными словами, полномочия Комиссии по рассмотрению споров, связанных с доступом к газотранспортной системе ОАО «Газпром», ограничены лишь рассмотрением представляемой ей документальной информации: иных прав (за исключением направления в ОАО «Газпром» запроса о наличии свободных мощностей, предусмотренного подпунктом 1 пункта 20 Положения) по изучению спорных ситуаций и обоснованности отказов ОАО «Газпром» в предоставлении доступа к ГТС Комиссия не имеет.

В пунктах 16-17 Положения установлено, что «все расходы, связанные с подключением объектов независимых организаций к действующей газотранспортной системе, производятся за их счет, если иное не определено их соглашениями с организациями системы ОАО «Газпром», а также действующими законодательными или другими нормативными правовыми актами», а «оплата услуг по транспортировке газа независимыми организациями осуществляется по тарифам, утверждаемым Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации»[38].

В пунктах 18 и 20 Положения установлены обязанности соответственно независимых организаций, использующих газотранспортную систему ОАО «Газпром», и ОАО «Газпром», связанные с предоставлением доступа к ГТС. Эти нормы в основном формулируют технологические требования по взаимодействию ОАО «Газпром» и независимых организаций при транспортировке газа через ГТС, включая особенности информационного обмена между ними, а также условия предоставления ОАО «Газпром» информации о наличии свободных мощностей в ГТС и планах ОАО «Газпром» по ее использованию. Конкретные требования к формату, срокам и содержанию информации о наличии свободных мощностей, которую в соответствии с подпунктами 1 и 2 пункта 20 ОАО «Газпром» обязано предоставлять по запросу Комиссии и независимых организаций, Положением не регламентируются.

В пункте 19 установлены случаи одностороннего (со стороны ОАО «Газпром») отказа от исполнения договора на транспортировку газа и соответственно возможности его досрочного расторжения:

1) если по вине поставщика газа не обеспечивается поставка газа в газотранспортную систему в объемах и в сроки, предусмотренные в договоре; в этом случае может быть заключен новый договор с измененными условиями поставок;

2) если не производится оплата услуг по транспортировке газа в порядке и в сроки, предусмотренные в договоре;

3) если по вине независимой организации не выполняется любое из условий, указанных в пункте 18 Положения (обязанности независимой организации).

Возможностей для одностороннего расторжения договора на транспортировку газа со стороны независимой организации, также как и ответственности ОАО «Газпром» за неисполнение или ненадлежащее исполнение данного договора, Положением не предусмотрено.

В пунктах 20-21 Положения установлено, что споры по заключению, исполнению и расторжению договоров могут рассматриваться в досудебном порядке Комиссией, которая также имеет право давать официальные разъяснения по вопросам применения данного Положения.

3.4. Изменения, внесенные в Положение

Для того, чтобы получить представление о государственной политике в отношении обеспечения доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», проводимой в последние годы, рассмотрим те изменения и дополнения, которые были внесены в «Положение о доступе» Постановлением Правительства Российской Федерации от 03.05.2001 № 334 «Об обеспечении недискриминационного доступа к газотранспортным системам»[39]:

— внесены формальные изменения, касающиеся наименования ОАО «Газпром» (ранее — РАО «Газпром») и Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов (ранее — Межведомственная комиссия по рассмотрению вопросов, связанных с доступом независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром»);

— исключены определения понятий «газ», «газотранспортная организация» и «поставщик», которые в соответствии с новой нормой пункта 1 должны соответствовать терминам и понятиям, «принятым в Законе «О газоснабжении» и иных нормативных правовых актах о поставках газа и газоснабжении»;

— в подпункте 10 пункта 6 (сведения, включаемые в заявку на предоставление доступа к газотранспортной системе) кроме документов, подтверждающих право собственности на газ, разрешено представлять документы, подтверждающие наличие договорных обязательств по покупке (продаже) газа;

— изменилась формулировка пункта 9 о возможности предоставления доступа в случае нехватки свободных мощностей для удовлетворения совокупных потребностей ОАО «Газпром» и независимых организаций: если в предыдущей редакции независимые организации по решению Комиссии имели право на использование до 15 процентов технической возможности ГТС, то с учетом внесенных изменений такое право у них отсутствует;

— в пункте 10, формулирующим условия предоставления доступа к ГТС в случае нехватки свободных мощностей для удовлетворения всех поданных заявок независимых организаций (после удовлетворения заявок первой и второй очереди), кроме принципа пропорционального распределения мощностей (в зависимости от заявленных объемов транспортировки) появилось 2 альтернативных возможности: «с учетом требований антимонопольного законодательства» и «на конкурсной основе в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации». Однако правовая регламентация данных механизмов отсутствует;

— в пункте 11 изменился срок рассмотрения заявок по среднесрочным контрактам: ранее как по долгосрочным, так и по среднесрочным контрактам срок рассмотрения заявки составлял 3 месяца; в новой редакции для среднесрочных контрактов установлен 2-месячный срок рассмотрения;

— в пункте 13 изменились сроки заключения договоров на транспортировку газа в случае полного или частичного удовлетворения заявки на предоставление доступа: если ранее для всех типов контрактов срок заключения договора составлял 3 месяца, то в новой редакции для краткосрочных контрактов установлен срок в 1 месяц, а для среднесрочных — 2 месяца (для долгосрочных контрактов — срок не изменился);

— в пункте 13 появилась формулировка о том, что условия заключаемого договора на транспортировку газа (объемы, маршруты, тарифы и иные условия) определяются в соответствии с условиями предоставления доступа «согласно настоящему Положению».

Таким образом, следует заключить, что Постановлением Правительства РФ от 03.05.2001 № 334 каких-либо принципиальных изменений в порядок и условия предоставления доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» внесено не было: часть изменений носит технико-юридический характер (уточнены наименования ОАО «Газпром» и Комиссии Правительства РФ по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов, изменены некоторые определения); незначительно изменились сроки, отводимые ОАО «Газпром», для рассмотрения заявок на предоставление доступа; увеличилось количество вариантов выбора ОАО «Газпром» способа распределения свободных мощностей в случае их нехватки для удовлетворения заявок независимых организаций (после удовлетворения заявок первой и второй очереди), при отсутствии их непосредственной правовой регламентации.

Благоприятным для независимых организаций следует признать сокращение срока, отводимого ОАО «Газпром» для заключения договора на транспортировку газа после принятия решения о предоставлении доступа к ГТС, что позволяет им в случае незаключения договора со стороны ОАО «Газпром» успеть обратиться в Комиссию до предполагаемого срока начала поставок (предусмотренные предыдущей редакцией сроки рассмотрения заявок и заключения договора на транспортировку газа этого не позволяли).

Наиболее важным изменением «Положения о доступе», внесенным Постановлением Правительства РФ от 03.05.2001 № 334 (с точки зрения прав независимых организаций по доступу к ГТС), следует считать исключение из Положения возможности предоставления независимым организациям доступа к ГТС по решению Комиссии в случае нехватки свободных мощностей для удовлетворения совокупных потребностей ОАО «Газпром» и независимых организаций в объеме до 15 процентов технической возможности газотранспортной системы, которая была предусмотрена в числе полномочий Комиссии ранее действовавшей редакцией. Внесение данной поправки следует считать фактором, снижающим возможности независимых организаций по получению доступа к газотранспортной системе.

4. Положение о Комиссии Правительства РФ по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов

Правительственной структурой, непосредственно отвечающей за рассмотрение вопросов, связанных с доступом независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», является Комиссия Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов (далее — Комиссия). Нормативным правовым актом, регулирующим деятельность данной Комиссии, является «Положение о Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов» (далее — «Положение о Комиссии»), утвержденное Постановлением Правительства Российской Федерации от 02.11.2000 № 843 (в редакции Постановления Правительства РФ от 03.05.2001 № 334).

В соответствии с Положением, Комиссия имеет 2 основных направления своей деятельности:

1) рассмотрение вопросов, связанных с использованием инфраструктуры по магистральной транспортировке нефти и нефтепродуктов;

2) рассмотрение вопросов, связанных с использованием независимыми организациями газотранспортной системы ОАО «Газпром».

В пунктах 1-8 «Положения о Комиссии» установлены общие положения о деятельности Комиссии (цели создания, порядок формирования, руководство работой Комиссии, порядок проведения заседаний, порядок принятия решений, отчетность перед Председателем Правительства Российской Федерации, обеспечение деятельности Комиссии). В соответствии с пунктом 10 Положения, основными задачами Комиссии в сфере регулирования доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» являются:

1) рассмотрение предложений любых организаций, осуществляющих деятельность на территории Российской Федерации и не входящих в состав ОАО «Газпром», по использованию газотранспортной системы этого общества;

2) обеспечение баланса интересов независимых организаций, поставщиков, потребителей газа и организаций, входящих в ОАО «Газпром»;

3) принятие решения о предоставлении независимым организациям права на использование технической возможности газотранспортной системы (с учетом технологических резервов согласно действующим стандартам), но не более объема свободных мощностей газотранспортной системы на предлагаемый независимыми организациями период поставок газа, в случае, если заявленные независимыми организациями и планируемые ОАО «Газпром» объемы транспортировки газа на этот период превышают свободные мощности газотранспортной системы от места подключения до места отбора газа;

4) рассмотрение и принятие по заявлению независимой организации (в случае ее несогласия с принятым ОАО «Газпром» решением о частичном удовлетворении заявки или о мотивированном отказе от заключения договора) решения о доступе независимой организации к газотранспортной системе ОАО «Газпром» для транспортировки газа;

5) рассмотрение разногласий между ОАО «Газпром» и независимыми организациями, связанных с заключением, исполнением и расторжением договоров о транспортировке газа, и принятие решения по ним;

6) осуществление контроля за соблюдением права независимых организаций на недискриминационный доступ к газотранспортной системе ОАО «Газпром» для транспортировки газа.

Кроме того, данным пунктом установлено, что рассмотрение Комиссией вопросов использования газотранспортной системы ОАО «Газпром» независимыми организациями осуществляется в соответствии с «Положением об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе открытого акционерного общества «Газпром», утверждаемым Правительством Российской Федерации в соответствии с Федеральным законом «О газоснабжении в Российской Федерации».

Следует отметить, что содержание подпунктов 3-5 пункта 10 «Положения о Комиссии» повторяет содержание соответствующих пунктов «Положения о доступе» (пункты 9, 14-15, 21), а подпункты 1, 2 и 6 данного пункта носят обобщенный характер и требуют большей детализации для определения конкретных функций и полномочий Комиссии, необходимых для их практической реализации.

В пунктах 11-15 «Положения о Комиссии» сформулированы права Комиссии, которая она обладает для решения возложенных на нее задач (запрашивать информацию, привлекать к работе специалистов, заслушивать и приглашать на свои заседания должностных лиц органов исполнительной власти, создавать рабочие группы, вносить предложения в Правительство Российской Федерации).

Что касается численного состава Комиссии, то в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 02.11.2000 № 843 (с учетом внесенных впоследствии изменений и дополнений), в настоящее время общее число членов Комиссии составляет 17 человек: возглавляет Комиссию заместитель Председателя Правительства Российской Федерации, 14 членов Комиссии являются заместителями руководителей федеральных органов исполнительной власти и лишь 2 члена Комиссии занимают главные государственные должности государственной службы. Отметим, что такой состав Комиссии не предполагает осуществления каких-либо функций, связанных с изучением конкретных обстоятельств использования газотранспортной системы и выявлением объективных причин непредоставления (неполного предоставления) доступа к ней независимым организациям.

5. Основные выводы о правовых механизмах обеспечения доступа к газотранспортным сетям

1. В Конституции Российской Федерации установлены основные принципы обеспечения доступа на товарные рынки (рынки услуг), применимые к отношениям по обеспечению доступа к газотранспортным сетям. Конституция России гарантирует единство экономического пространства, свободное перемещение товаров, поддержку конкуренции и свободу экономической деятельности. В России запрещается экономическая деятельность, направленная на монополизацию рынков, а также установление препятствий для свободного перемещения товаров и услуг.

2. Регулирование доступа к услугам по транспортировке газа по трубопроводам подпадает под действие антимонопольного законодательства и законодательства о регулировании естественных монополий. Вступившие в силу с 29 марта 2003 г. поправки в Закон «О естественных монополиях» устанавливают приоритет антимонопольного законодательства в сфере регулирования доступа к услугам естественных монополий. Следует отметить, что эффективность действующего антимонопольного законодательства применительно к отношениям по обеспечению доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» невысока, а существующие возможности законодательства о естественных монополиях в части регулирования доступа к услугам естественных монополий на практике не используются.

3. Основным законодательным актом, регулирующим отношения в сфере газовой отрасли, является Закон «О газоснабжении в Российской Федерации», принятый в 1999 г. по инициативе и при поддержке бывшего руководства ОАО «Газпром». Закон в основном закрепил положение, существовавшее в отрасли на момент его принятия. В части регулирования доступа к газотранспортным сетям, в Законе провозглашается принцип недискриминационности доступа к свободным мощностям газотранспортных сетей. При этом понятие свободных мощностей и содержание данного принципа в Законе не раскрываются, а непосредственное установление правил и порядка регулирования доступа делегировано Правительству Российской Федерации. Возможности законодательного придания договору на транспортировку газа статуса публичного договора, предусмотренного гражданским законодательством и обеспечивающего более эффективную защиту прав независимых организаций, в Законе «О газоснабжении» не реализованы.

4. Нормативно-правовым актом Правительства Российской Федерации, непосредственно регулирующим отношения, связанные с обеспечением доступа к газотранспортной инфраструктуре, является «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» («Положение о доступе»), утвержденное Постановлением Правительства РФ от 14.07.97 № 858 (с учетом внесенных в него изменений и дополнений). Деятельность правительственной структуры по рассмотрению вопросов, связанных с обеспечением доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», регламентирована «Положением о доступе», а также «Положением о Комиссии Правительства Российской Федерации по вопросам использования систем магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов» («Положение о Комиссии»), утвержденным Постановлением Правительства РФ от 02.11.2000 № 843 (с учетом внесенных изменений).

5. В соответствии с действующими нормативными правовыми актами, в настоящее время в Российской Федерации осуществляется регулирование доступа к магистральной газотранспортной инфраструктуре, принадлежащей ОАО «Газпром». Доступ к газотранспортным сетям, предназначенным для магистральной транспортировки газа, но принадлежащим другим организациям (кроме ОАО «Газпром»), государственному регулированию не подлежит.

6. Сторонами, доступ которых к услугам по магистральной транспортировке газа подлежит государственному регулированию, являются так называемые независимые организации: то есть организации, не входящие в состав группы ОАО «Газпром». Такими организациями могут быть как российские, так и иностранные организации, осуществляющие свою деятельность на территории Российской Федерации. Это могут быть как производители (поставщики) газа, так и его потребители.

7. Правовые нормы, регулирующие отношения по обеспечению доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром», применимы лишь для газа, предназначенного для газоснабжения российских потребителей: на экспортные и транзитные поставки газа они не распространяются. Каких-либо ограничений на происхождение газа, подпадающего под действие данных правовых норм, не установлено: это может быть газ, произведенный на территории Российской Федерации, а также импортируемый газ.

8. Анализ правовых норм, содержащихся в «Положении о доступе», показывает, что провозглашенный в Законе «О газоснабжении» принцип недискриминационности доступа к свободным мощностям газотранспортных сетей, фактически не реализуется. Правовые механизмы, обеспечивающие объективное рассмотрение вопросов, связанных с предоставлением доступа, и эффективно защищающие права независимых организаций при использовании газотранспортной инфраструктуры, в настоящее время отсутствуют.

9. Основные полномочия по регулированию доступа независимых организаций к услугам по магистральной транспортировке газа предоставлены собственнику газотранспортной инфраструктуры — ОАО «Газпром», который самостоятельно определяет факт наличия свободных мощностей, и в соответствии с этим принимает решение о предоставлении (частичном предоставлении или об отказе в предоставлении) доступа независимым организациям. Из «Положения о доступе» вытекает, что право на доступ к газотранспортной системе у независимой организации возникает лишь после удовлетворения потребностей в транспортировке газа организаций системы ОАО «Газпром». Правомочия по принятию решений о распределении остаточных газотранспортных мощностей в случае невозможности одновременного удовлетворения потребностей ОАО «Газпром» и заявок, поступивших от независимых организаций (после удовлетворения заявок по поставкам газа для коммунально-бытовых нужд населения и более длительным контрактам), также фактически предоставлены ОАО «Газпром».

10. В «Положении о доступе» содержатся юридические нормы, ограничивающие права независимых организаций на использование газотранспортной инфраструктуры и расширяющие возможности произвольного (в т.ч. антиконкурентного) поведения ОАО «Газпром». В частности, ОАО «Газпром» предоставлено право самостоятельного установления требований к техническим параметрам допускаемого к транспортировке газа: применению подлежат не только государственные стандарты, но и внутренние технические регламенты ОАО «Газпром». Кроме того, для получения доступа независимые организации должны представлять в ОАО «Газпром» документы, подтверждающие право собственности на газ или наличие договорных обязательств по его покупке, а также сведения о готовности газораспределительной организации и потребителя газа к приему газа, заявленного к транспортировке, что позволяет ОАО «Газпром» получать информацию, ставящую его в привилегированное положение по сравнению с другими участниками рынка газа.

11. В соответствии с «Положением о доступе», факт предоставления доступа к газотранспортной системе оформляется заключаемым между ОАО «Газпром» и независимой организацией договором на транспортировку газа. Нормативных требований к содержанию данного вида договора не установлено,. ОАО «Газпром» предоставлено право самостоятельно разрабатывать форму данного договора, что позволяет ему в одностороннем порядке определять его существенные условия (маршруты транспортировки, условия подключения к ГТС, режимы подачи и отбора газа, условия расчетов и др.). ОАО «Газпром» предоставлено право на односторонний отказ от исполнения заключенного договора в случае ненадлежащего выполнения его условий со стороны независимой организации. Аналогичного права для независимых организаций в «Положении о доступе» не установлено. Ответственность ОАО «Газпром» за непредоставление или несвоевременное предоставление доступа к газотранспортной системе при наличии технических возможностей транспортировки газа также не регламентируется.

12. Возможности правительственной структуры, формально отвечающей за рассмотрение вопросов, связанных с обеспечением доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» — Комиссии Правительства РФ по вопросам использования магистральных нефтегазопроводов и нефтепродуктопроводов — крайне ограничены. Состав и правомочия Комиссии, предоставленные ей действующими нормативными правовыми актами, позволяют заключить, что Комиссия имеет право только на документальное рассмотрение спорных ситуаций, связанных с доступом к газотранспортной системе ОАО «Газпром» (в досудебном порядке), но принятие обязательных для ОАО «Газпром» решений о предоставлении доступа к ГТС находится вне зоны ее компетенции. Деятельность Комиссии в основном носит координационно-информационный характер, не предполагая осуществления каких-либо функций, связанных с изучением конкретных обстоятельств использования газотранспортной системы (включая независимое определение факта наличия свободных мощностей) и обоснованности предоставления (неполного предоставления) доступа к ней независимым организациям.

13. Изменения, внесенные в «Положение о доступе» Постановлением Правительства РФ от 03.05.2001 № 334, имели в основном косметический характер, но в некоторых случаях привели к снижению возможностей независимых организаций по получению доступа к ГТС (в частности было отменена норма, предоставляющая Комиссии право на распределение газотранспортных мощностей для независимых организаций в объеме до 15% технической возможности ГТС).

II: ПРАВОВЫЕ МЕХАНИЗМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТАРИФОВ НА МАГИСТРАЛЬНУЮ ТРАНСПОРТИРОВКУ ГАЗА ПО ГАЗОТРАНСПОРТНЫМ СЕТЯМ

1. Нормативно-правовая база регулирования тарифов на магистральную транспортировку газа

Регулирование тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, наряду с механизмом предоставления (обеспечения) доступа к газотранспортным сетям (рассмотренным в предыдущем разделе), является важнейшим элементом системы организации и регулирования доступа к газотранспортной инфраструктуре.

Обеспечение равноправных условий доступа к газотранспортным сетям, включая одинаковые и экономически обоснованные тарифы на транспортировку газа как для организаций — собственников систем газоснабжения, так и для независимых организаций, является одним из ключевых факторов, обеспечивающих эффективное развитие рынка газа. Переход к установлению единых для всех участников рынка газа тарифов на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» предусматривался в «Основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий», утвержденных Указом Президента РФ от 28.04.97 № 426 (см. Введение?). Аналогичные предложения содержатся в текущих планах Правительства РФ по реформированию газовой отрасли и развитию рынка газа.

Впервые введение регулирования тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа было предусмотрено Постановлением Правительства РФ от 17.07.96 № 863 «О совершенствовании государственного регулирования цен на природный газ», в соответствии с которым федеральным органам исполнительной власти (ФЭК России, Минэкономики России и Минтопэнерго России) с участием ОАО «Газпром» было поручено во втором полугодии 1996 г. разработать и ввести в действие, начиная с I квартала 1997 г., положение о регулировании тарифов на услуги по транспорту газа, предоставляемые газотранспортными организациями ОАО «Газпром» поставщикам газа, не входящим в ОАО «Газпром».

Во исполнение Постановления Правительства РФ от 17.07.96 № 863 решением ФЭК России от 31.03.97 № 65 было утверждено «Временное положение по применению тарифов на транспортировку газа», которым был установлен предельный тариф на услуги по транспорту газа по магистральным газопроводам для предприятий (организаций), осуществляющих добычу и переработку газа и не входящих в ОАО «Газпром» (независимых производителей).

Постановлением Правительства РФ от 14.07.97 № 858 ФЭК России было поручено в 3-месячный срок утвердить методику расчета тарифов на услуги по транспортировке газа, разработанную ОАО «Газпром» и согласованную с Минэкономики России и Минтопэнерго России. Разработка положения о государственном регулировании тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых поставщиков газа была также предусмотрена Постановлением Правительства РФ от 07.08.97 № 987 «Об утверждении Программы мер по структурной перестройке, приватизации и усилению контроля в сферах естественных монополий», принятым в соответствии с Указом Президента РФ от 28.04.97 № 426.

Решением ФЭК России от 19.09.97 № 109 было утверждено «Положение о тарифах на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых поставщиков газа, не входящих в РАО «Газпром», в котором, наряду с установлением тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа, содержались некоторые положения, связанные с регулированием доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

Таким образом, начиная с 1997 г., ФЭК России осуществляет государственное регулирование тарифов на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» для независимых организаций. Методика расчета тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа до настоящего времени не принята.

Правовые основы регулирования тарифов на магистральную транспортировку газа содержатся в Федеральных законах «О естественных монополиях» и «О газоснабжении в Российской Федерации», а также в «Основных положениях формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации», рассматриваемых ниже.

1.1. Закон «О естественных монополиях»

Начало регулирования тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам было положено принятием в 1995 г. Федерального закона «О естественных монополиях», которым транспортировка газа по трубопроводам была отнесена к сфере деятельности субъектов естественных монополий, подпадающей под государственное регулирование.

В соответствии с Законом «О естественных монополиях», под естественной монополией понимается состояние товарного рынка (рынка услуг), при котором «удовлетворение спроса на этом рынке эффективнее в отсутствие конкуренции в силу технологических особенностей производства (в связи с существенным понижением издержек производства на единицу товара по мере увеличения объема производства), а товары, производимые субъектами естественной монополии, не могут быть заменены в потреблении другими товарами, в связи с чем спрос на данном товарном рынке на товары, производимые субъектами естественных монополий, в меньшей степени зависит от изменения цены на этот товар, чем спрос на другие виды товаров» (статья 3).

В Законе установлен закрытый перечень сфер деятельности субъектов естественных монополий, подлежащих регулированию в соответствии с данным Законом (всего — 6), в число которых включена и транспортировка газа по трубопроводам (статья 4). Определение перечня конкретных хозяйствующих субъектов, подпадающих под действие Закона «О естественных монополиях», отнесено к прерогативе органов регулирования естественных монополий, которые в соответствии с Законом «формируют и ведут реестр субъектов естественных монополий, в отношении которых осуществляются государственное регулирование и контроль» (статья 10).

Такой порядок отнесения субъектов экономической деятельности к субъектам естественных монополий не является полностью юридически и экономически корректным. Во-первых, по мнению большинства экспертов, 2-я часть определения понятия «естественной монополии», содержащегося в Законе (о товарах, производимых субъектом естественной монополии), не соответствует современной экономической теории, так как отсутствие товаров — заменителей не является общепризнанным рыночным критерием состояния естественной монополии.

Во-вторых, введение закрытого перечня сфер деятельности субъектов естественных монополий, подлежащих государственному регулированию, существенно ограничивает применение законодательных норм о естественных монополиях к значительному числу предприятий, в реальности осуществляющих свою деятельность в состоянии естественной (технологической) монополии, но не подпадающих под действие Закона «О естественных монополиях». В частности, это относится к услугам по переработке нефтяного (попутного) газа, добываемого в регионе Западной Сибири, а также к деятельности большинства объектов и систем энергоресурсообеспечения, действующих в сфере жилищно-коммунального хозяйства.

И наконец, в Законе не указан один из важнейших критериев введения регулирования деятельности субъектов естественных монополий — фактор публичного характера их деятельности: то есть отсутствие необходимости регулирования деятельности субъекта естественной монополии в случае распространения этой деятельности исключительно на удовлетворение внутренних потребностей организации-собственника данной инфраструктуры, и обязательность осуществления такого регулирования в случае заинтересованности в использовании данной инфраструктуры со стороны третьих лиц. Между тем, мировой опыт показывает, что данный критерий является одним из основных при решении вопроса о необходимости применения особых процедур государственного (общественного) контроля при установлении правил функционирования определенных предприятий, осуществляющих свою деятельность в условиях монополии и предоставляющих услуги другим предприятиям или гражданам.

Отметим, что наличие потребителя продукции или услуг у хозяйствующего субъекта, действующего в сферах передачи электрической и тепловой энергии, транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа по трубопроводам, является одним из признаков включения хозяйствующего субъекта в Реестр естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе, ведущийся органом регулирования естественных монополий (ФЭК России) в соответствии «Положением о реестре субъектов естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе, в отношении которых осуществляются государственное регулирование и контроль», утвержденным Постановлением ФЭК России от 14.01.2000 № 2/11. Однако, отсутствие законодательно установленного критерия публичности услуг, предоставляемых субъектом естественной монополии, является серьезным недостатком существующей системы государственного регулирования естественных монополий.

Законом «О естественных монополиях» предусмотрено 2 метода регулирования деятельности субъектов естественных монополий, выбор применения которых отнесен к прерогативе органов регулирования естественных монополий. Такими методами регулирования являются:

1) ценовое регулирование, осуществляемое путем установления цен (тарифов) или их предельных уровней;

2) определение перечня потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию субъектом естественной монополии, и/или установление минимального уровня их обслуживания в случае невозможности полного удовлетворения их потребностей (статья 6).

Органом регулирования естественных монополий в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе в газовой отрасли, в настоящее время является Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации. Единственным применяемым на практике методом регулирования деятельности субъектов естественных монополий является ценовое (тарифное) регулирование.

1.2. Закон «О газоснабжении» и «Основных положений формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации»

Принятый в 1999 г. Закон «О газоснабжении в Российской Федерации» законодательно закрепил сформировавшуюся схему регулирования тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам. В соответствии со статьей 21 Закона «О газоснабжении», государственное регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа, отнесенные Федеральным законом «О естественных монополиях» к сфере деятельности субъектов естественных монополий, по решению Правительства Российской Федерации может быть заменено государственным регулированием цен на газ для конечных потребителей, использующих его в качестве топлива и (или) сырья, а также тарифов на услуги по транспортировке газа для независимых организаций[40] в порядке, установленном Правительством Российской Федерации.

Что касается тарифов на транспортировку газа для организаций — собственников систем газоснабжения (в состав которых в соответствии с Законом, наряду с другими объектами, входят объекты по транспортировке газа), то для данных организаций той же статьей 21 Закона «О газоснабжении» разрешено использовать внутренние расчетные тарифы (а также внутренние расчетные цены на газ).

Постановлением Правительства РФ от 29.12.2000 № 1021 были утверждены «Основные положения формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации» (сокращенно — «Основные положения»). В соответствии с «Основными положениями» (в редакции Постановления Правительства РФ от 22.05.2002 № 328), государственному регулированию на территории Российской Федерации подлежат:

— оптовые цены на газ;

— тарифы на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых организаций;

— тарифы на услуги по транспортировке газа по газопроводам, принадлежащим независимым газотранспортным организациям;

— тарифы на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям;

— размер платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа (при регулировании оптовых цен на газ);

— розничные цены на газ, реализуемый населению (пункт 4).

Следует отметить, что в данном перечне предусмотрено регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа по газопроводам, принадлежащим независимым газотранспортным организациям, а также размера платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа, не предусмотренные Законом «О газоснабжении в Российской Федерации».

В соответствии с «Основными положениями», государственное регулирование оптовых цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке по магистральным газопроводам для независимых организаций осуществляется до перехода к государственному регулированию единых для всех поставщиков газа тарифов на услуги по его транспортировке по магистральным газопроводам на территории Российской Федерации (пункт 5).

Таким образом, в соответствии с действующими нормативными правовыми актами, в настоящее время в Российской Федерации осуществляется государственное регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа по магистральным газопроводам для независимых организаций (а не для всех пользователей данных услуг). Уровень тарифов на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» устанавливается решениями Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации. Методика формирования данных тарифов отсутствует.

2. Регулирование тарифов на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром»

2.1. Решения Федеральной энергетической комиссии РФ

Как уже отмечалось, впервые тариф на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» для независимых организаций был установлен решением ФЭК России от 31.03.97 № 65, которым было утверждено «Временное положение по применению тарифов на транспортировку газа». В соответствии с данным решением, с 10 апреля 1997 г. для независимых производителей был установлен предельный уровень тарифа в размере 7 700 рублей за 1 тысячу куб. метров на 100 км (без акциза и НДС).

В соответствии решением ФЭК России от 19.09.97 № 109, начиная с 1 октября 1997 г., предельный уровень тарифа на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» для независимых организаций (поставщиков) был оставлен без изменения, но была предусмотрена возможность его снижения до 6 100 руб. в случае применения авансовой формы оплаты.

Постановлением ФЭК России от 16.12.99 № 57/7 Постановление ФЭК России от 19.09.97 № 109 было признано утратившим силу, а Постановлением ФЭК России от 16.12.99 № 57/3 с 1 января 2000 г. для независимых организаций, не входящих в ОАО «Газпром», были утверждены новые тарифы на услуги транспортировке газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром», которые были дифференцированы следующим образом:

— для газа, предназначенного для потребителей, расположенных на территории Российской Федерации — в размере 9,0 руб. за 1 тыс. куб. м на 100 км (без акциза и НДС);

— для газа, предназначенного для потребителей, расположенных за пределами таможенной территории Российской Федерации — в размере 0,8 доллара США за 1 тыс. куб. м на 100 км (без акциза и НДС) с оплатой в рублях по курсу Центрального банка Российской Федерации на день оплаты.

Постановлением ФЭК России от 21.07.2000 г. № 36/6 в Постановление ФЭК России от 16.12.99 № 57/3 были внесены следующие изменения:

— применение регулируемых тарифов на транспортировку газа было ограничено исключительно газом, произведенным на территории Российской Федерации;

— в отношении экспортного тарифа с 1 августа 2000 г. до 1 января 2001 г. ОАО «Газпром» было разрешено устанавливать тарифы для независимых организаций в пределах 0,6 — 1 доллара США за 1 тыс. куб. м на 100 км с оплатой в рублях по курсу Центрального банка Российской Федерации на день оплаты.

Постановлением ФЭК России от 18.07.2001 № 45/3, с 1 августа 2001 г. для независимых организаций был введен новый тариф на транспортировку по газотранспортной системе ОАО «Газпром» для газа, произведенного на территории Российской Федерации, предназначенного для потребителей, расположенных в пределах таможенной территории Российской Федерации и государств — участников соглашений о Таможенном союзе (с учетом средств, выделяемых на восстановление системы газоснабжения Чеченской Республики) — в размере 10 руб. за 1 тыс. куб. м на 100 км (без акциза и НДС).

В соответствии с Постановлением ФЭК России от 17.07.02 № 44-э/2, с 1 августа 2002 г. для независимых организаций действуют следующие тарифы на услуги по транспортировке газа по системе магистральных газопроводов ОАО «Газпром»:

— для газа, произведенного на территории Российской Федерации и предназначенного для потребителей, расположенных в пределах таможенной территории Российской Федерации и государств — участников соглашений о Таможенном союзе — 13,8 руб. за 1 тыс. куб. м на 100 км (без НДС);

— для газа, произведенного на территории Российской Федерации и предназначенного для потребителей, расположенных за пределами таможенной территории Российской Федерации и государств — участников соглашений о Таможенном союзе — 0,92 доллара США за 1 тыс. куб. м на 100 км (без НДС).

2.2. Сравнение стоимости транспортировки газа для независимых организаций и ОАО «Газпром»

Отдельного рассмотрения заслуживает вопрос соотношения тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам, устанавливаемых ФЭК России для независимых организаций, и стоимости транспортировки газа для ОАО «Газпром». Как уже отмечалось, Законом «О газоснабжении» для организаций-собственников систем газоснабжения разрешено устанавливать внутренние расчетные цены и тарифы. В рамках ОАО «Газпром» действует внутрикорпоративная система расчетов между входящими в его состав организациями, в том числе внутренние тарифы на транспортировку газа. Но данная информация является закрытой и не подлежит открытому опубликованию.

Поэтому для оценочного сравнения тарифов на магистральную транспортировку газа, устанавливаемых ФЭК России для независимых организаций, и стоимости транспортировки газа для ОАО «Газпром» можно использовать следующий подход. Учитывая, что цены на газ, реализуемый ОАО «Газпром» на внутреннем рынке Российской Федерации, подлежат государственному регулированию, и, начиная с 1997 г., осуществляется их дифференциация в зависимости от расстояний от мест добычи газа до мест его потребления, можно провести расчет стоимости реализации газа с применением транспортного тарифа, установленного для независимых организаций, а также рассчитать стоимость транспортировку газа для ОАО «Газпром» исходя из существующего уровня дифференциации регулируемых цен. Результаты данных расчетов представлены в Приложении 1.

На диаграмме 1 приводится сравнение стоимости реализации газа для ОАО «Газпром» и независимых организаций. Стоимость реализации газа ОАО «Газпром» в соответствующих ценовых поясах принимается равной оптовым ценам на газ для промышленных потребителей, установленным ФЭК России по состоянию на соответствующую дату. Стоимость реализации газа для независимых организаций в 0-м поясе принимается равной стоимости реализации газа ОАО «Газпром», а стоимость реализации газа в остальных ценовых поясах рассчитывается исходя из стоимости реализации газа в 0-м поясе, средних расстояний между поясами и действующего по состоянию на соответствующую дату тарифа на транспортировку газа для независимых организаций. Приводятся данные и результаты расчетов по состоянию на начало 1998 г., 2001 и 2003 г.

Из представленных данных следует, что на расстояниях до 3-го ценового пояса включительно (в 3-й ценовой пояс входят Архангельская, Кировская, Курганская, Новосибирская, Пермская, Свердловская, Томская и Челябинская области, Республики Башкортостан, Калмыкия и Удмуртская), стоимость транспортировки газа, установленная для независимых организаций, сопоставима со стоимостью транспортировки газа для ОАО «Газпром», применяемой для установления регулируемых цен, что делает реализацию газа независимыми организациями в данных ценовых поясах конкурентоспособной по отношению к реализации газа ОАО «Газпром». Что касается других ценовых поясов, более удаленных от основных регионов добычи газа, то в данных регионах возможности реализации газа независимыми организациями значительно уступают возможностям ОАО «Газпром», так как стоимость транспортировки газа, применяемая для ОАО «Газпром», ниже газотранспортного тарифа, установленного для независимых организаций.

Сравнение стоимости магистральной транспортировки газа для ОАО «Газпром» и независимых организаций приводится на диаграммах 1 и 2. На диаграмме 1 приводится сравнение тарифов на магистральную транспортировку газа, предназначенного для российских потребителей (внутренние тарифы), устанавливаемых ФЭК России для независимых организаций, и средней стоимости транспортировки газа ОАО «Газпром», рассчитываемой исходя из уровня дифференциации регулируемых оптовых цен для промышленных потребителей. На диаграмме 2 сравнивается стоимость транспортировки газа, предназначенного для экспортных поставок, рассчитываемая для ОАО «Газпром» и установленная независимых организаций (стоимость экспортной транспортировки для ОАО «Газпром» принимается равной стоимости внутренней транспортировки в пересчете на доллары США; аналогичным образом определяется тариф для независимых организаций в период до 01.01.2001, когда специальный экспортный тариф для независимых организаций не устанавливался).

Как видно из представленных данных, до начала 2001 г. тариф на магистральную транспортировку газа, предназначенного для российских потребителей (внутренний тариф), для независимых организаций более чем 2 раза превышал стоимость транспортировки газа, применяемую для ОАО «Газпром» исходя из установленного уровня дифференциации регулируемых цен. Начиная с января 2001 г., эта разница существенно сократилась: в настоящее время газотранспортный тариф для независимых организаций незначительно отличается от оцениваемой стоимости транспортировки газа для ОАО «Газпром» (разница составляет не более 10-12%).

Что касается стоимости транспортировки газа, предназначенного для зарубежных потребителей (экспортный тариф), то данная величина для независимых организаций на протяжении всего периода регулирования существенно (более чем в 2 раза) превышала соответствующую величину для ОАО «Газпром». Такая разница делает экспортные поставки газа независимых организаций значительно менее конкурентоспособными по сравнению с экспортными поставками ОАО «Газпром».

3. Основные выводы о правовых механизмах регулирования тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа

1. Возможность осуществления государственного регулирования тарифов на транспортировку газа по газотранспортным сетям предусмотрена Федеральным законом «О естественных монополиях». В Законе «О газоснабжении в Российской Федерации» установлено, что по решению Правительства Российской Федерации государственное регулирование тарифов на транспортировку газа может быть заменено регулированием цен на газ и тарифов на услуги по транспортировке газа для независимых организаций в порядке. Право установление порядка регулирования цен на газ и тарифов на его транспортировку газа делегировано Правительству Российской Федерации.

2. В соответствии с действующими нормативными правовыми актами, в настоящее время в Российской Федерации государственному регулированию подлежат тарифы на услуги по магистральной транспортировке газа, оказываемые ОАО «Газпром» независимым организациям. Тарифы на магистральную транспортировку газа по газотранспортным сетям, принадлежащим другим (кроме ОАО «Газпром») организациям, в настоящее время не регулируются.

3. Организациями, подпадающими под действие существующей системы регулирования тарифов на магистральную транспортировку газа, являются производители и поставщики газа, не входящие в состав ОАО «Газпром», то есть в число потенциальных пользователей газотранспортных услуг, для которых применяются регулируемые тарифы на транспортировку газа, не входят потребители газа, являющиеся участниками правоотношений, связанных в обеспечением доступа к газотранспортной системе ОАО «Газпром».

4. Тарифное регулирование стоимости газотранспортных услуг осуществляется в отношении газа, произведенного на территории Российской Федерации. Тарифы на магистральную транспортировку газа, произведенного вне пределов территории Российской Федерации (импортного и транзитного газа), в настоящее время не регулируются.

5. Утвержденная на правовом уровне методология формирования (методика расчета) тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа для независимых организаций в настоящее время отсутствует. Тарифы устанавливаются решениями (постановлениями) Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации, являющейся федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий в сфере топливно-энергетического комплекса.

6. Начиная с 1997 г. — момента введения государственного регулирования тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа, тарифы на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» для независимых организаций менялись следующим образом (в руб. или долл. США за 1000 м³ на 100 км):

— с 10 апреля 1997 г. предельный тариф был установлен в размере 7,7 руб.;

— с 1 октября 1997 г. была введена возможность снижения тарифа до 6,1 руб. в случае применения авансовой системы расчетов;

— с 1 января 2000 г. была введена дифференциация тарифов в зависимости от назначения транспортируемого газа: тариф для российских потребителей (внутренний тариф) был установлен в размере 9,0 руб., тариф для потребителей, расположенных за пределами таможенной территории Российской Федерации (экспортный тариф) — в размере 0,8 долл. США;

— с 1 августа 2000 г. до 1 января 2001 г. ОАО «Газпром» было предоставлено право устанавливать экспортный тариф в диапазоне 0,6-1,0 долл. США;

— с 1 августа 2001 г. внутренний тариф был повышен до 10,0 руб.;

— с 1 августа 2002 г. были введены новые тарифы, которые действуют по настоящее время: внутренний тариф — в размере 13,8 руб., экспортный тариф — в размере 0,92 долл. США.

7. Сравнение тарифов на магистральную транспортировку газа, устанавливаемых для независимых организаций, и стоимости транспортировки газа для ОАО «Газпром», рассчитанной исходя из уровня дифференциации регулируемых цен на газ, показывает, что на расстояниях до 3-го ценового пояса (включительно), газ независимых организаций оказывается конкурентоспособным по отношению к газу ОАО «Газпром». В других ценовых поясах, более удаленных от основных регионов газодобычи, возможности реализации газа независимыми организациями значительно уступают возможностям ОАО «Газпром», так как стоимость транспортировки газа, применяемая для ОАО «Газпром», ниже газотранспортного тарифа, установленного для независимых организаций.

8. Сравнительная динамика изменения тарифов на магистральную транспортировку газа, устанавливаемых ФЭК России для независимых организаций, и средней стоимости транспортировки газа для ОАО «Газпром», оцениваемой исходя из уровня дифференциации регулируемых цен, показывает, что для газа, предназначенного для российских потребителей (внутренний тариф), разница между стоимостью транспортировки газа для ОАО «Газпром» и тарифами для независимых организаций постепенно сокращается и в настоящее время составляет не более 10-12%. В то же время тариф на транспортировку газа, предназначенного для зарубежных потребителей (экспортный тариф), устанавливаемый для независимых организаций, на протяжении всего периода регулирования значительно (более чем в 2 раза) превышает средний уровень стоимости транспортировки газа для ОАО «Газпром».

III: ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМЫ ОРГАНИЗАЦИИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ДОСТУПА К ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ МАГИСТРАЛЬНОЙ ИНФРАСТРУКТУРЕ

Основной целью развития системы обеспечения доступа третьих сторон к услугам по магистральной транспортировке газа является создание условий для свободного и равноправного использования газотранспортной инфраструктуры любыми заинтересованными сторонами на базе ее надежного текущего функционирования и оптимального перспективного развития. Совершенствование существующей системы организации и регулирования доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» с целью кардинального повышения ее эффективности является неотъемлемой частью общей стратегии развития рынка газа в Российской Федерации.

В качестве базовых принципов и основных направлений дальнейшего развития системы организации и регулирования доступа третьих сторон к услугам по магистральной транспортировке газа предлагается зафиксировать следующие:

— практическая реализация принципа недискриминационности, провозглашенного на законодательном уровне;

— постепенный переход основных функций по регулированию использования газотранспортной инфраструктуры от хозяйствующего субъекта (ОАО «Газпром») к независимым общественным (государственным) органам;

— разработка четких правовых механизмов, регламентирующих ключевые условия предоставления доступа независимым организациям к газотранспортным сетям, включая создание инструментов, ограничивающих возможности произвольного поведения организаций — собственников технологически-монопольной инфраструктуры или выполняющих операторские функции.

Для реализации указанных выше целей и принципов предлагаются следующие меры по совершенствованию системы организации и регулирования доступа к магистральным газотранспортным сетям:

1. На базе внедрения раздельного учета естественно-монопольных и потенциально-конкурентных видов деятельности в рамках ОАО «Газпром» создание единой методики формирования (расчета) тарифов на услуги по магистральной транспортировке газа, применяемых как для независимых организаций, так и для ОАО «Газпром» (Постановление Правительства РФ, нормативные акты ФЭК России).

2. Распространение сферы государственного регулирования доступа к газотранспортным сетям на экспортируемый и транзитный газ, введение государственного регулирования тарифов на транспортировку импортного и транзитного газа (постановление Правительства Российской Федерации, решение ФЭК России).

3. Придание договору на транспортировку газа статуса публичного договора, предусмотренного гражданским законодательством РФ (поправки в Закон «О газоснабжении в Российской Федерации», изменения в «Правила поставки газа в Российской Федерации» и «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром»).

4. Разработка правовых механизмов внедрения института коммерческого лицензирования, устанавливающих основные права и обязанности участников рынка газа, в том числе в сфере доступа и использования газотранспортной инфраструктуры (поправки в Законы «О лицензировании отдельных видов деятельности» и «О газоснабжении в Российской Федерации», постановление Правительства РФ).

5. Передача части полномочий по регулированию доступа независимых организаций к газотранспортной инфраструктуре от ОАО «Газпром» федеральному органу исполнительной власти (возможные варианты — Комиссия Правительства РФ, Минэнерго России, МАП России, ФЭК России), включая полномочия по самостоятельному определению факта наличия/отсутствия свободных мощностей (изменения в «Положение о доступе» и положение о соответствующем федеральном органе исполнительной власти);

6. Обязательное для ОАО «Газпром» публичное раскрытие информации о распределении используемых и наличии неиспользуемых газотранспортных мощностей (изменения в «Положение о доступе», нормативно-методический акт федерального органа исполнительной власти).

7. Расширение и дифференциация спектра услуг, предоставляемых потенциальным пользователям систем магистральной транспортировки газа, включая:

— создание тарифного меню (тарифная сетка типа «вход-выход»);

— введение регулируемых услуг по хранению газа;

— возможность резервирования газотранспортных мощностей;

— возможность изменения режимов транспортировки (прерываемые и непрерываемые поставки);

— введение платы за балансировку системы (в случае отклонений в режимах подачи/потребления газа)

(постановление Правительства РФ, изменения в «Положение о доступе»).

8. Разработка регламентов предоставления и измерения величины предоставляемых услуг: порядок учета объемов транспортируемого газа, определение сроков хранения газа в ПХГ, регламентация возможных режимов подачи и отбора газа, фиксация пунктов сдачи и приема газа, порядок определения маршрутов транспортировки и т.д. (постановление Правительства РФ, изменения в «Положение о доступе», нормативно-методический акт федерального органа исполнительной власти).

9. Оптимизация и дифференциация процедуры предоставления доступа к ГТС для независимых организаций:

— сокращение перечня информации, необходимой для получения доступа;

— исключение из состава предоставляемых в ОАО «Газпром» документов коммерческой информации;

— «автоматический» доступ к ГТС для сухого отбензиненного газа, получаемого в результате переработки нефтяного попутного газа, а также для газа, поставляемого потребителям в объемах традиционных (по факту потребления за ряд предыдущих лет) поставок, не требующих расширения имеющихся газотранспортных мощностей;

— дифференцированный подход к краткосрочным и долгосрочным контрактам (для краткосрочных — максимальное упрощение процедуры доступа, для долгосрочных — четкая регламентация процедуры с усилением взаимных, в т.ч. коммерческих обязательств)

(постановление Правительства РФ, изменения в «Положение о доступе», нормативно-методический акт федерального органа исполнительной власти).

10. Разработка механизмов участия независимых организаций в распределении доходов от экспортных поставок российского газа, обеспечивающих единый экспортный канал и проведение согласованной газовой политики на рынках стран СНГ и ближнего зарубежья (проект Федерального закона, постановление Правительства РФ, изменения в «Положение о доступе»).

11. Разработка механизмов, обеспечивающих недискриминационный доступ независимых производителей газа к услугам по переработке нефтяного (попутного) газа и газового конденсата, а также к услугам по транспортировке сырья и продуктов его переработки, осуществляемых в условиях технологической монополии (поправки в Закон «О естественных монополиях», постановление Правительства РФ).

Разработка правил участия независимых организаций в расширении действующей сети магистральных газопроводов и сооружении новых объектов газотранспортной инфраструктуры, обеспечивающих гарантии прав собственности и возврат вложенных средств, включая механизмы продажи прав на долгосрочное использование газотранспортных мощностей (поправки в Закон «О газоснабжении в Российской Федерации», постановление Правительства РФ, нормативно-методический акт федерального органа исполнительной власти).

---

[1] Для оценки уровня конкуренции и доли, занимаемой компанией на рынке, используется индекс Хершмана-Херфиндаля (Herschmann-Herfhindal index).[2] В 2000 г. «BG plc» была преобразована в «BG Group plc» (услуги по хранению газа и международный бизнес) и «Lattice Group plc», в состав которой вошла «Транско».[3] СПГ — сжиженный природный газ.[4] Около 8 тыс. м³ газа.[5] В 2000 г. Офгаз был объединен с органом по регулированию электроэнергетики (Offer) в единый орган по регулированию энергетических рынков (Ofgem).

[6] Около 80 тыс. м³ газа.

[7] Около 23 м.

[8] Около 1,6 млрд. м³ газа.

[9] Около 800 млн. м³ газа.

[10] Около 8 тыс. м³ газа.

[11] Отметим, что полное открытие рынка электроэнергии в Великобритании было осуществлено только в 1999 г., т.е. позже, чем либерализация рынка газа.

[12] Британский газовый год начинается 1 октября.

[13] Около 240 тыс. м³ газа.

[14] Около 148 млрд. м³ газа.

[15] В состав Европейского Союза (Европейского сообщества) в настоящее время входят 15 европейских государств: Бельгия, Италия, Люксембург, Нидерланды, Германия, Франция, Великобритания, Дания, Ирландия, Греция, Испания, Португалия, Австрия, Финляндия, Швеция.

[16] В соответствии со ст. 16 Договора о ЕС, услугами общеэкономического значения являются платные услуги, играющие ключевую роль для экономики и жизнедеятельности современного общества, оказываемые в таких сферах, как телекоммуникации, транспорт, энергетика. В Договоре подчеркивается особое общеэкономическое значение данных услуг в системе ценностей Союза и их роль в социальном и территориальном сплочении. Сообщество и государства-члены обязаны действовать на основе принципов, которые позволяли бы этим услугам выполнять свое значение. Европейский Союз признает и уважает права пользователей таких услуг согласно ст. 36 Хартии Европейского Союза об основных правах 2000 г.

[17] Соглашением о Европейском экономическом пространстве, начиная с 1994 г., режим общего рынка ЕС был распространен на Исландию, Норвегию и Лихтенштейн.

[18] Кандидатами на принятие в ЕС в настоящее время являются 13 государств Восточной и Южной Европы, а также бывшего СССР: Болгария, Венгрия, Кипр, Латвия, Литва, Мальта, Польша, Румыния, Словакия, Словения, Турция, Чехия, Эстония.

[19] Комиссия Европейских сообществ (Комиссия ЕС, Европейская комиссия) — высший исполнительный орган Европейского Союза, обладающий также широкими законодательными полномочиями.

[20] Первый отчет Комиссии ЕС о результатах реформирования рынков газа и электроэнергии был опубликован в декабре 2001 г.

[21] Французский регулятор заключил ряд добровольных соглашений по развитию рынка с операторами газотранспортных систем.

[22] Более ранняя дата открытия рынка предусмотрена для Фландрии.

[23] В Финляндии имеется монопольная зависимость от импорта газа из России, но вторичный рынок газа существует.

[24] Несмотря на отсутствия законодательной базы, формально рынок газа во Франции считается открытым на добровольной основе.

[25] В Италии более мелкие потребители имеют право объединять свои потребности в целях преодоления порогового значения квалифицированных потребителей.

[26] В начале 2003 г. Верхняя палата германского парламента приняла закон, приводящий нормативную базу энергетической отрасли в соответствие с требованиями Европейского союза. По новой версии закона об энергетике, операторы газовых трубопроводных систем обязаны обеспечить в них доступ конкурирующим фирмам. То же относится и к владельцам электроэнергетических сетей. В июле 2004 г. в Германии планируется формализовать государственное регулирование энергетики. Детали этого регулирования пока находятся в стадии обсуждения.

[27] Данные за 2002 г.

[28] Более ранняя дата открытия рынка предусмотрена для Фландрии.

[29] В Италии более мелкие потребители имеют право объединять свои потребности в целях преодоления порогового значения квалифицированных потребителей.

[30] Сверх допустимых отклонений (в % от рыночной цены).

[31] С октября 2002 г.

[32] Датский регулятор недавно принял решение считать правила балансировки DONG необоснованными.

[33] Все данные за 2001 г.

[34] Италия: предельная доля одного импортера/производителя газа должна быть ограничена 75% к 2003 г. и 61% к 2009 г.

[35] «Правила проведения сертификации газа» утверждены Постановлением Госкомстата России от 21 августа 2000 г. № 60.

[36] Доступ к местным газораспределительным сетям регулируется «Положением об обеспечении доступа организаций к местным газораспределительным сетям», утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 ноября 1998 г. № 1370 (действует в редакции Постановления Правительства РФ от 28.07.2000 № 569), а также «Положением о порядке рассмотрения вопросов, связанных с доступом организаций к местным газораспределительным сетям», утвержденным Постановлением ФЭК России от 19 февраля 1999 г. № 6/1. Условия и порядок доступа к местным газораспределительным сетям, установленные данными нормативными правовыми актами, в основном аналогичны системе организации и регулирования доступа, установленной для газотранспортной системы ОАО «Газпром».

[37] Форма заявки на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром» была утверждена решением Межведомственной комиссии по рассмотрению вопросов, связанных с доступом независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» от 17.10.97 (протокол заседания № 1).

[38] О тарифах на транспортировку газа по магистральным газопроводам — см. в разделе «Тарифы на транспортировку газа по газотранспортной системе ОАО «Газпром».

[39] До принятия Постановления Правительства РФ от 03.05.2001 № 334 «Положение об обеспечении доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром» действовало в редакции Постановления Правительства РФ от 14.07.97 № 858, которым данное Положение было утверждено.