Документ демонстрирует варианты целей, которые могут быть поставлены в процессе снижения рисков газоснабжения перед субъектами генерации электрической энергии.В документе используется сквозная нумерация целей (goals: G), условий их достижения (actions: A) и рисков (risks: R) представленная в приложениях.

G1. Изменение позиции субъектов генерации по отношению к государству

Переход от концепции «набора самостоятельных рыночных субъектов, конкурирующих на рынках инвестиций и электроэнергии» к концепции «отраслевого сообщества, решающего задачу обеспечения потребителей электрической и тепловой энергией в процессе развития экономики страны».

Необходимые условия (действия)

А1. Снижение публичной роли РАО «ЕЭС» как холдинговой структуры отрасли. Снятие политического фокуса ответственности с «московского офиса» и перемещение его в регионы.

А2. Создание добровольной устойчивой саморегулируемой организации субъектов генерации (СРО) с жесткими правилами членства. Возможно создание ряда СРО по критериям общности интересов (например, ТГК и ОГК).

А3. Введение представителей государства в органы управления СРО. Установление прямых горизонтальных связей аппарата СРО и профильных государственных органов.

А4. Формирование публичной среднесрочной позиции субъектов генерации в отношении перспектив развития сектора генерации электроэнергетической отрасли, учитывающей задачи государства в этом периоде.

Дополнительные возможные шаги

А5. Передача СРО и их сервисным структурам (прогнозное агентство, биржа услуг, третейский суд, ревизионная комиссия) части государственных полномочий по вопросам прогнозирования, лицензирования и регулирования цен/тарифов через соответствующие поправки в пакете законов об электроэнергетике.

А42. Пересмотр стандартов документооборота по вопросам газоснабжения.

A45. Координация процедур заключения и контроля выполнения договоров поставки газа на уровне СРО.

Снижаемые риски (целевые)

R7. Риск «остаться крайним».

R9. Ошибка межотраслевого управления.

R11.1. Снижение значимости объемов отдельной стороны переговоров (генерирующая компания) в общем объеме поставок газа.

R11.2. Потеря инициативы в процессах государственного регулирования поставок газа на нужды генерации.

R11.3. Потеря отдельными станциями рычагов влияния на поставщика газа.

Риски, которые могут быть снижены (дополнительно)

R4.1. Вынужденные уступки по форме и условиям договоров поставки газа.

R5.1. Схема функционирования рынка газа.

R12. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

R14.2. Потеря контроля над процессом эксплуатации инфраструктуры.

R15. Не достаточно эффективное использование лимитного газа в рамках отрасли.

G2. Взаимная дифференциация условий поставки газа.

Корректное завершение перехода от концепции общесоциального газоснабжения к логике коммерческих поставок газа как товара. Замена договоров газоснабжения на договора поставки, содержащие международные принципы экспортных контрактов. Возможность гибкого использования сезонной дифференциации цены. Корректный учет режимов потребления в стоимости поставок газа. Возможность заключения договоров прерываемых поставок газа.

Необходимые условия

A6. Принятие Правительством РФ новой редакции Правил Поставки газа, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 05 февраля 1998 года №162

A7. Принятие Правительством РФ новой редакции Постановления Правительства РФ от 29 декабря 2000 года № 1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов по его транспортировке»

A8. Принятие Правительством РФ новой редакции Правил учета газа, утвержденных Минтопэнерго РФ 14 октября 1996 года. Организация системы детализированного учета количества и качества газа, потребляемого субъектами генерации.

Дополнительные возможные шаги

A9. Консолидация субъектов генерации как единых потребителей для компенсации неравномерности потребления газа.

Снижаемые риски

R1.3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.

R4.2. Риск финансовых потерь при введении дифференцированных штрафов за неравномерность потребления.

R13.1. Отсутствие договорной предсказуемости поставок газа.

R15. Не достаточно эффективное использование лимитного газа в рамках отрасли.

Риски, которые могут быть снижены

R2.1. Некорректный учет «нормативных» затрат на газ при установлении тарифов

R4.1. Вынужденные уступки по форме и условиям договоров поставки газа.

R5. Риски дефолта поставки. Экономические условия газовой отрасли могут вынудить поставщиков нарушить уже взятые обязательства.

R5.1. Схема функционирования рынка газа

G3. Введение аукционных принципов на пользование ограниченными ресурсами газовой отрасли.

Решение проблемы доступа к инфраструктуре транспорта и хранения газа. Создание прозрачных правил подключения и пользования газотранспортной системой.

Необходимые условия

А10. Принятие Правительством РФ Правил недискриминационного доступа к инфраструктуре транспорта и хранения газа.

A11. Консолидация усилий субъектов генерации и независимых производителей газа (нефтяных и газовых компаний) по формированию цивилизованного рынка ограниченных ресурсов газовой отрасли.

Дополнительные возможные шаги

А12. Проведение тендерных процедур по выбору поставщиков газа с привлечением независимых производителей газа (нефтяных и газовых компаний).

A44. Создание отраслевых компаний — «шипперов» — по организации коммерческих поставок газа с месторождений до точек потребления.

Снижаемые риски

R1.1. Неверная оценка затрат в газовой отрасли. Непрозрачность отрасли по причине значительного доминирования в сферах производства, транспорта и распределения газа.

R4. Договорное принуждение. Риски потери контроля за заключением и выполнением договоров поставки газа

R1.3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.

R13.1. Отсутствие договорной предсказуемости поставок газа: долгосрочные контракты или прозрачный рынок.

R13.2. Отсутствие технологической предсказуемости поставок: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.

Риски, которые могут быть снижены

R3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа

R5.1. Схема функционирования рынка газа

R5.4. Значительный рост себестоимости газа

G4. Увеличение прозрачности газовой отрасли.

Повышение предсказуемости и точности газовых балансов. Экономическая обоснованность тарифных затрат. Публичность ключевых проблем и решений: загрузка газотранспортной системы, потребность и освоение инвестиций, уровень перекрестного субсидирования.

Необходимые условия

А10. Принятие Правительством РФ Правил недискриминационного доступа к инфраструктуре транспорта и хранения газа.

A13. Принятие Правительством РФ Правил раскрытия публичной информации о деятельности естественных монополий и доминирующих поставщиков.

A14. Принятие ФСТ РФ новой редакции Методики расчета тарифа на магистральный транспорт газа.

А15. Принятие ФСТ РФ Методики установления регулируемых оптовых цен на природный газ.

Дополнительные возможные шаги

А16. Формирование публичных институтов независимой экспертизы (затрат, цен, тарифов) и рынка таких услуг.

Снижаемые риски

R1. Ошибка учета затрат. Риски неконтролируемого роста цен на газ.

R1.1. Неверная оценка затрат в газовой отрасли.

R1.2. Неверный прогноз затрат в газовой отрасли.

R1.3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.

R1.4. Потеря конкурентоспособности российских товаров (энергии), производимых на газе при использовании экспортных цен на энергоносители в качестве ориентира установления внутренней цены газа.

R2.1. Некорректный учет «нормативных» затрат на газ при установлении тарифов

R5. Риски дефолта поставки. Экономические условия газовой отрасли могут вынудить поставщиков нарушить уже взятые обязательства.

R5.2. Значительное изменение регулируемой цены лимитного газа

Риски, которые могут быть снижены

R5.4. Значительный рост себестоимости газа

R9. Ошибка межотраслевого управления. Риски несбалансированного управления процессами в газовой и электроэнергетической отраслях.

R13. Риски нестабильности бизнеса. Риски непрозрачности, низкой предсказуемости или высокой волатильности ключевых параметров бизнеса генерации энергии.

R13.2. Отсутствие технологической предсказуемости поставок газа: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.

G5. Формирование справедливых правил торговли на свободном секторе рынка газа.

Сбалансированная система отношений между ОАО «Газпром», потребителями газа, независимыми производителями газа под контролем государственных органов, позволяющая ОАО «Газпром» и прочим производителям гарантированно реализовывать часть добываемого газа по ценам, определяемым балансом платежеспособного спроса и обеспеченного ресурсами предложения.

Необходимые условия

А17. Принятие Правительством РФ развернутых Правил торговли на свободном секторе рынка газа.

А18. Реализация, со стороны ОАО «Газпром», схемы гарантий поставки газа, приобретенного в секторе свободной торговли.

А19. Реализация недискриминационного доступа потребителей и производителей газа к сектору свободной торговли.

Дополнительные возможные шаги

А10. Принятие Правительством РФ Правил недискриминационного доступа к инфраструктуре транспорта и хранения газа.

A14. Принятие ФСТ РФ новой редакции Методики расчета тарифа на магистральный транспорт газа.

А15. Принятие ФСТ РФ Методики установления регулируемых оптовых цен на природный газ.

Снижаемые риски

R1.4. Потеря конкурентоспособности российских товаров (энергии), производимых на газе при использовании экспортных цен на энергоносители в качестве ориентира установления внутренней цены газа.

R4. Договорное принуждение.

R5. Риски дефолта поставки.

R5.1. Схема функционирования рынка газа

R10.1. Льготные поставки газа контролируемым станциям, сопровождаемые завышением цен прочим станциям.

R10.3. Региональная энергетическая дискриминация на основе отношений с региональными органами власти.

R11. Дробление переговорной позиции.

R13.1. Отсутствие договорной предсказуемости поставок газа: долгосрочные контракты или прозрачный рынок.

R13.2. Отсутствие технологической предсказуемости поставок газа: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.

Риски, которые могут быть снижены

R1. Ошибка учета затрат. Риски неконтролируемого роста цен на газ.

R3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа

G6. Создание рыночных механизмов прогнозирования балансов различных видов энергии (включая газ).

Формирование рынка прогнозных продуктов и методик. Нормативное допущение многовариантности будущего. Создание системы квалификационных критериев: любой «квалифицированный» прогноз может быть использован в деятельности государственных органов и субъектов рынка на равных основаниях, даже если он противоречит другим «квалифицированным» прогнозам. Стимулирование раскрытия первичной информации заинтересованными сторонами.

Необходимые условия

A13. Принятие Правительством РФ Правил раскрытия публичной информации о деятельности естественных монополий и доминирующих поставщиков.

А20. Принятие Правительством РФ системы квалификационных критериев к прогнозам и прогнозным балансам по основным видам топлива.

Дополнительные возможные шаги

А21. Принятие Правительством РФ новой редакции «Энергетической Стратегии РФ до 2020 года».

Снижаемые риски

R1.1. Неверная оценка затрат в газовой отрасли.

R1.2. Неверный прогноз затрат в газовой отрасли.

R8. Отсутствие достоверных оценок использования альтернативных видов топлива.

R13. Риски нестабильности бизнеса. Риски непрозрачности, низкой предсказуемости или высокой волатильности ключевых параметров бизнеса генерации энергии.

Риски, которые могут быть снижены

R4.2. Риск финансовых потерь при введении дифференцированных штрафов за неравномерность потребления.

R5.2. Значительное изменение регулируемой цены лимитного газа

G7. Внедрение долгосрочных контрактов на рынках основных видов энергии (включая газ).

Популяризация идей и принципов классических долгосрочных контрактов среди субъектов генерации и прочих потребителей. Стимулирование масштабного внедрения новых форм договоров. Распространение лучшей практики. Недопущение дискриминации внутренних потребителей на фоне условий экспортных поставок энергетических ресурсов. Разработка сбалансированной формулы внутренней цены газа.

Необходимые условия

A6. Принятие Правительством РФ новой редакции Правил Поставки газа, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 05 февраля 1998 года №162

A7. Принятие Правительством РФ новой редакции Постановления Правительства РФ от 29 декабря 2000 года № 1021 «О государственном регулировании цен на газ…»

A22. Принятие Правительством РФ обязательных требований к долгосрочным договорам поставки газа и критериев обязательности их заключения.

Дополнительные возможные шаги

А43. Организация широкого внутриотраслевого обсуждения успешных практик заключения договоров и типовых проблем с вариантами их решения, включая опыт ОАО «Газпром» заключения долгосрочных договоров на поставки газа в Европе.

А10. Принятие Правительством РФ Правил недискриминационного доступа к инфраструктуре транспорта и хранения газа.

А15. Принятие ФСТ РФ Методики установления регулируемых оптовых цен на природный газ.

А20. Принятие Правительством РФ системы квалификационных критериев к прогнозам и прогнозным балансам по основным видам топлива.

A23. Формализация процедуры оценки эффективности внедрения и обслуживания объектов и механизмов компенсации неравномерности потребления газа газоснабжения.

Снижаемые риски

R4. Договорное принуждение. Риски потери контроля за заключением и выполнением договоров поставки газа

R5.3. Значительное изменение рыночной цены экспорта газа

R9. Ошибка межотраслевого управления. Риски несбалансированного управления процессами в газовой и электроэнергетической отраслях.

R13.1. Отсутствие договорной предсказуемости поставок газа.

Риски, которые могут быть снижены

R1. Ошибка учета затрат. Риски неконтролируемого роста цен на газ.

R1.4. Потеря конкурентоспособности российских товаров (энергии), производимых на газе при использовании экспортных цен на энергоносители в качестве ориентира установления внутренней цены газа.

R3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа

G8. Активный поиск нового баланса интересов созданных субъектов генерации с внешними партнерами.

Публичная презентация новых интересов субъектов генерации. Сбор и анализ интересов внешних партнеров. Конструирование точек консенсуса и вариантов разумного размена. Формирование взаимовыгодных условий устойчивых отношений. Разработка и поддержка актуальности вариантов конструктивных предложений для ключевых субъектов.

Необходимые условия

А1. Снижение публичной роли РАО «ЕЭС» как холдинговой структуры отрасли. Снятие политического фокуса ответственности с «московского офиса» и перемещение его в регионы.

А4. Формирование публичной среднесрочной позиции субъектов генерации в отношении перспектив развития сектора генерации электроэнергетической отрасли, учитывающей задачи государства в этом периоде.

A11. Консолидация усилий субъектов генерации и независимых производителей газа (нефтяных и газовых компаний) по формированию цивилизованного рынка ограниченных ресурсов газовой отрасли.

А24. Налаживание устойчивых прямых отношений с местными и региональными властями.

A25. Детальное изучение локальных рынков производимой продукции (тепла и электрической энергии).

Дополнительные возможные шаги

Снижаемые риски

R4. Договорное принуждение. Риски потери контроля за заключением и выполнением договоров поставки газа

R6. Потеря рынков. Риски потери рынков тепла и электроэнергии

R10.3. Региональная энергетическая (газ, тепловая и электрическая энергия) дискриминация на основе отношений с региональными органами власти.

R11. Дробление переговорной позиции. Риски снижения веса предприятий электроэнергетики в переговорах о поставках газа в результате реформы РАО «ЕЭС России».

R12. Проматывание ресурсов. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

Риски, которые могут быть снижены

R7. Риск «остаться крайним». Риски роли демпфирующего механизма в чрезвычайных ситуациях

R8. Отсутствие достоверных оценок использования альтернативных видов топлива.

R14. Навязанный сервис. Риски потери контроля за инфраструктурой газоснабжения станций

R14.1. Потеря контроля над собственностью (имущество инфраструктуры).

R14.2. Потеря контроля над процессом эксплуатации (поверки, обслуживания, ремонта) инфраструктуры.

G9. Разработка эффективной маркетинговой политики субъектов генерации

Комплекс работ по изучению традиционных рынков тепла и электроэнергии, прогнозу их развития и корреляции с развитием рынков топлива (мест добычи, инфраструктуры транспортировки, ключевых точек реализации и т.п.) с целью организации управляемого маркетинга и сбыта.

Необходимые условия

A25. Детальное изучение субъектами генерации локальных рынков производимой продукции (потребности в тепле и электрической энергии), инфраструктуры ее транспорта, распределения и сбыта (сети, трансформаторы, тепловые пункты, сбытовые компании и пр.), существующих и потенциальных конкурентов.

A26. Формирование региональных прогнозных балансов основных видов энергоносителей (включая газ), согласованных с «квалифицированными» общероссийскими прогнозами.

А4. Формирование публичной среднесрочной позиции субъектов генерации в отношении перспектив развития сектора генерации электроэнергетической отрасли, учитывающей задачи государства в этом периоде.

Дополнительные возможные шаги

А27. Запуск инвестиционных проектов в сфере производства, транспорта, распределения и сбыта основных видов продукции.

Снижаемые риски

R6. Риски потери рынков тепла и электроэнергии

R8. Отсутствие достоверных оценок использования альтернативных видов топлива.

R14.1. Потеря контроля над собственностью (имущество инфраструктуры).

Риски, которые могут быть снижены

R4.2. Риск финансовых потерь при введении дифференцированных штрафов за неравномерность потребления.

R10.3. Региональная энергетическая (газ, тепловая и электрическая энергия) дискриминация на основе отношений с региональными органами власти.

R12. Проматывание ресурсов. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

G10. Организация отраслевой системы гарантий.

Отраслевая система совместных (синдицированных) финансовых гарантий третьим лицам (страхование инвестиций, страхование локальных договоров, страхование отраслевой ответственности). Система перекрестного хеджирования поставок (газ-электроэнергия) — расчетная (виртуальная) оптимизация поставок газа через централизацию внешних финансовых потоков (отраслевой расчетно-клиринговый центр).

Необходимые условия

А2. Создание добровольной устойчивой саморегулируемой организации субъектов генерации (СРО) с жесткими правилами членства. Возможно создание ряда СРО по критериям общности интересов (например, ТГК и ОГК).

A28. Принятие Правительством РФ Методики разработки и утверждения баланса электрической энергии и мощности с учетом баланса поставок газа ОАО «Газпром».

Дополнительные возможные шаги

А29. Запуск процедуры отраслевой возмездной оптимизации использования лимитного газа среди субъектов генерации путем изменения отраслевой системы расчетов с третьими лицами — поставщиками газа.

A30. Агрегация спроса путем заключения единых договоров на поставку газа на группы станций.

A31. Создание отдельных затратных подразделений (предприятий) отвечающих за надежность газоснабжения станций, в том числе за счет заключения хеджирующих и прочих соглашений.

Снижаемые риски

R1.3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.

R4.2. Риск финансовых потерь при введении дифференцированных штрафов за неравномерность потребления.

R11. Дробление переговорной позиции. Риски снижения веса предприятий электроэнергетики в переговорах о поставках газа в результате реформы РАО «ЕЭС России».

R11.1. Снижение значимости объемов отдельной стороны переговоров (генерирующая компания) в общем объеме поставок газа.

R12. Проматывание ресурсов. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

R13. Риски нестабильности бизнеса. Риски непрозрачности, низкой предсказуемости или высокой волатильности ключевых параметров бизнеса генерации энергии.

R15. Не достаточно эффективное использование лимитного газа в рамках отрасли.

Риски, которые могут быть снижены

R5.2. Значительное изменение регулируемой цены лимитного газа

R6. Потеря рынков. Риски потери рынков тепла и электроэнергии

R7. Риск «остаться крайним». Риски роли демпфирующего механизма в чрезвычайных ситуациях

G11. Контроль нормативных и технологических изменений в сфере поставок газа

Предотвращение нормативного и технологического манипулирования со стороны субъектов газовой отрасли. Участие в разработке технических норм и регламентов в сфере газоснабжения. Мониторинг процессов отраслевого нормотворчества. Формирование и внесение адекватных позиций, защищающих технологические интересы субъектов генерации.

Необходимые условия

А2. Создание добровольной устойчивой саморегулируемой организации субъектов генерации (СРО) с жесткими правилами членства. Возможно создание ряда СРО по критериям общности интересов (например, ТГК и ОГК).

A32. Формирование позиции субъектов генерации в вопросах нормативной и технологической базы, регулирующей поставки газа.

Дополнительные возможные шаги

A6. Принятие Правительством РФ новой редакции Правил Поставки газа, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 05 февраля 1998 года №162

A7. Принятие Правительством РФ новой редакции Постановления Правительства РФ от 29 декабря 2000 года № 1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов по его транспортировке»

A8. Принятие Правительством РФ новой редакции Правил учета газа, утвержденных Минтопэнерго РФ 14 октября 1996 года.

А33. Отмена платы за снабженческо-сбытовые услуги в составе оптовой регулируемой цены газа.

A34. Принятие Правительством РФ единых норм потребления природного газа.

Снижаемые риски

R2.1. Некорректный учет «нормативных» затрат на газ при установлении тарифов

R2.2. Изменение деталей в методиках регулирования тарифов и цен на газ и электроэнергию.

R13.2. Отсутствие технологической предсказуемости поставок газа: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.

R14. Навязанный сервис. Риски потери контроля за инфраструктурой газоснабжения станций

R14.2. Потеря контроля над процессом эксплуатации (поверки, обслуживания, ремонта) инфраструктуры.

Риски, которые могут быть снижены

R3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа

R5.1. Схема функционирования рынка газа

R9. Ошибка межотраслевого управления. Риски несбалансированного управления процессами в газовой и электроэнергетической отраслях.

R11.2. Потеря инициативы в процессах государственного регулирования поставок газа на нужды генерации.

G12. Усиление контроля за инфраструктурой снабжения субъектов генерации топливом

Инвентаризация подводящих трубопроводов, распределительных и контрольно-измерительных устройств, систем телемеханики и связи, участвующих в поставках газа. Оценка эффективности владения инженерными объектами снабжения. Выкуп, строительство новых или создание совместных предприятий по использованию и обслуживанию таких объектов.

Необходимые условия

A35. Формализация процедуры оценки эффективности приобретения, строительства и обслуживания объектов газоснабжения. Включение затрат в общий расчет рентабельности бизнеса.

А36. Формирование позиции субъектов генерации в отношении объектов газоснабжения, учитывающей структуру расходов на их обслуживание, структуру цены газа и маркетинговую стратегию субъекта.

A37. Разработка и утверждение свода внутренних процедур газоснабжения, с указанием ответственных лиц, сроков и методик контроля.

Дополнительные возможные шаги

А38. Провести организационное выделение объектов газоснабжения в отдельные предприятия с целью повышения прозрачности затрат и, при необходимости установления, индивидуальных тарифов.

A39. Создание сервисных компаний по обслуживанию объектов газоснабжения на локальных группах станций.

A40. Проведение тендерных процедур по выбору компании, обслуживающей объекты газоснабжения.

А41. Оценка эффективности переквалификации подводящих трубопроводов (магистраль — распределение) с учетом изменения цены газа и расходов на обслуживание.

Снижаемые риски

R1.3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.

R4. Договорное принуждение. Риски потери контроля за заключением и выполнением договоров поставки газа

R13.2. Отсутствие технологической предсказуемости поставок газа: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.

R14. Навязанный сервис. Риски потери контроля за инфраструктурой газоснабжения станций

R14.1. Потеря контроля над собственностью (имущество инфраструктуры).

R14.2. Потеря контроля над процессом эксплуатации (поверки, обслуживания, ремонта) инфраструктуры.

Риски, которые могут быть снижены

R6. Потеря рынков. Риски потери рынков тепла и электроэнергии

R12. Проматывание ресурсов. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

G13. Публичная позиция субъектов генерации по отношению к газовой отрасли.

Публично заявить о своих интересах и планах в сфере газоснабжения. Сформировать механизмы отстаивания своих интересов. Продемонстрировать возможности таких механизмов.

Необходимые условия

А4. Формирование публичной среднесрочной позиции субъектов генерации в отношении перспектив развития сектора генерации электроэнергетической отрасли, учитывающей задачи государства в этом периоде.

А24. Налаживание устойчивых прямых отношений с местными и региональными властями.

A26. Формирование региональных прогнозных балансов основных видов энергоносителей (включая газ), согласованных с «квалифицированными» общероссийскими прогнозами.

A32. Формирование позиции субъектов генерации в вопросах нормативной и технологической базы, регулирующей поставки газа.

А36. Формирование позиции субъектов генерации в отношении объектов газоснабжения, учитывающей структуру расходов на их обслуживание, структуру цены газа и маркетинговую стратегию субъекта.

Дополнительные возможные шаги

А47. Запустить совместно с местными и региональными властями национальную программу учета газа: повсеместная установка независимых систем учета объема и качества потребляемого газа.

Снижаемые риски

R16. Рост стоимости инвестиций в сектор генерации электрической энергии.

G14. Коррекция практики договорной работы в сфере поставок газа.

Провести масштабный пересмотр всех действующих договоров поставки газа с целью снижения рисков газоснабжения. Провести соответствующие изменения в тексты договоров при очередном их заключении, в том числе за счет частичного перехода на потребление коммерческого газа.

Необходимые условия

A48. Разработать внутренние методические рекомендации по договорной работе в топливообеспечении с целью одновременного масштабного внедрения всеми генерирующими компаниями. В частности, например, в обмен на гарантии оплаты (take-or-pay) включить в них следующие положения:

a. Оплата газа должна осуществляться по факту его поставок; обязательство по оплате считается выполненным по совершению платежа Потребителем.

b. Ежедневная равномерность отбора газа должна ограничиваться на базе долгосрочной статистики рабочего режима отбора.

c. Покупатель имеет право на изменение месячных объемов в пределах стандартного долгосрочного отклонения при условии выбора полного объема договора.

d. Учет количества и качества газа должен осуществляться только на входе Потребителя и по приборам Потребителя. Расходы на установку таких приборов являются затратами на снижение рисков газоснабжения.

e. Оплата газа является договорным обязательством Покупателя, но решение о выполнении этого обязательства должен принимать сам Потребитель. Недопустимо разрешение безакцептных операций по счету генерирующей компании.

f. Необходимо отдавать предпочтение долгосрочным контрактным схемам.

g. Недопустимо включать в договор обязательства третьих лиц, не являющимися сторонами договора (в частности, обязательства трансгаза по осуществлению контроля качества газа, обязательства ОАО «Газпром» о предоставлении и раскрытии информации, обязательства ГРО по формированию актов приема-поставки газа).

h. Следует явно описывать в договоре как обязательства поставщика по поставке газа, так и штрафные санкции по их невыполнению.

A49. Активно использовать существующие юридические, государственные и административные механизмы, такие как антимонопольное регулирование, процедуры регулирования естественных монополий, судебная практика.

Дополнительные возможные шаги

А50. Договора транспорта газа по сетям газораспределительных организаций заключать раздельно с договорами поставки. Не включать поставщика газа в договор транспорта в качестве стороны договора.

A46. Переводить ответственность за несоблюдение режимов газопотребления из запретительной (ограничение поставок, опломбирование оборудования) в финансовую (штрафы, коэффициенты увеличения стоимости услуг).

Снижаемые риски

R1.3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.

R4.2. Риск финансовых потерь при введении дифференцированных штрафов за неравномерность потребления.

R14. Навязанный сервис. Риски потери контроля за инфраструктурой газоснабжения станций

R14.2. Потеря контроля над процессом эксплуатации (поверки, обслуживания, ремонта) инфраструктуры.

Риски, которые могут быть снижены

R3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа

R5.1. Схема функционирования рынка газа

R7. Риск «остаться крайним». Риски роли демпфирующего механизма в чрезвычайных ситуациях

R13.2. Отсутствие технологической предсказуемости поставок газа: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.

Приложения

G. Цели.

A. Воздействия.

R. Снижаемые риски.

G. Цели (goals)

G1. Изменение позиции субъектов генерации по отношению к государству

Переход от концепции «набора самостоятельных рыночных субъектов, конкурирующих на рынках инвестиций и электроэнергии» к концепции «отраслевого бизнес-сообщества уверенно решающего задачу обеспечения потребителей электрической и тепловой энергией, и помогающего государству в укреплении экономики страны».

G2. Взаимная дифференциация условий поставки газа.

Корректное завершение перехода от концепции общесоциального газоснабжения к логике коммерческих поставок газа как товара. Замена договоров газоснабжения на договора поставки, содержащие международные принципы экспортных контрактов. Возможность гибкого использования сезонной дифференциации цены. Корректный учет режимов потребления в стоимости поставок газа. Возможность заключения договоров прерываемых поставок газа.

G3. Введение аукционных принципов на пользование ограниченными ресурсами газовой отрасли.

Решение проблемы доступа к инфраструктуре транспорта и хранения газа. Создание прозрачных правил подключения и пользования газотранспортной системой.

G4. Увеличение прозрачности газовой отрасли.

Повышение предсказуемости и точности газовых балансов. Экономическая обоснованность тарифных затрат. Публичность ключевых проблем и решений: загрузка газотранспортной системы, потребность и освоение инвестиций, уровень перекрестного субсидирования.

G5. Формирование справедливых правил торговли на свободном секторе рынка газа.

Сбалансированная система отношений между ОАО «Газпром», потребителями газа, независимыми производителями газа под контролем государственных органов, позволяющая ОАО «Газпром» и прочим производителям гарантированно реализовывать часть добываемого газа по ценам, определяемым балансом платежеспособного спроса и обеспеченного ресурсами предложения.

G6. Создание рыночных механизмов прогнозирования балансов различных видов энергии (включая газ).

Формирование рынка прогнозных продуктов и методик. Нормативное допущение многовариантности будущего. Создание системы квалификационных критериев: любой «квалифицированный» прогноз может быть использован в деятельности государственных органов и субъектов рынка на равных основаниях, даже если он противоречит другим «квалифицированным» прогнозам. Стимулирование раскрытия первичной информации заинтересованными сторонами.

G7. Внедрение долгосрочных контрактов на рынках основных видов энергии (включая газ).

Популяризация идей и принципов классических долгосрочных контрактов среди субъектов генерации и прочих потребителей. Стимулирование масштабного внедрения новых форм договоров. Распространение лучшей практики. Недопущение дискриминации внутренних потребителей на фоне условий экспортных поставок энергетических ресурсов. Разработка сбалансированной формулы внутренней цены газа.

G8. Активный поиск нового баланса интересов созданных субъектов генерации с внешними партнерами.

Публичная презентация новых интересов субъектов генерации. Сбор и анализ интересов внешних партнеров. Конструирование точек консенсуса и вариантов разумного размена. Формирование взаимовыгодных условий устойчивых отношений. Разработка и поддержка актуальности вариантов конструктивных предложений для ключевых субъектов.

G9. Разработка эффективной маркетинговой политики субъектов генерации

Комплекс работ по изучению традиционных рынков тепла и электроэнергии, прогнозу их развития и корреляции с развитием рынков топлива (мест добычи, инфраструктуры транспортировки, ключевых точек реализации и т.п.) с целью организации управляемого маркетинга и сбыта.

G10. Организация отраслевой системы гарантий.

Отраслевая система совместных (синдицированных) финансовых гарантий третьим лицам (страхование инвестиций, страхование локальных договоров, страхование отраслевой ответственности). Система перекрестного хеджирования поставок (газ-электроэнергия) — расчетная (виртуальная) оптимизация поставок газа через централизацию внешних финансовых потоков (отраслевой расчетно-клиринговый центр).

G11. Контроль нормативных и технологических изменений в сфере поставок газа

Предотвращение нормативного и технологического манипулирования со стороны субъектов газовой отрасли. Участие в разработке технических норм и регламентов в сфере газоснабжения. Мониторинг процессов отраслевого нормотворчества. Формирование и внесение адекватных позиций, защищающих технологические интересы субъектов генерации.

G12. Усиление контроля за инфраструктурой снабжения субъектов генерации топливом

Инвентаризация подводящих трубопроводов, распределительных и контрольно-измерительных устройств, систем телемеханики и связи, участвующих в поставках газа. Оценка эффективности владения инженерными объектами снабжения. Выкуп, строительство новых или создание совместных предприятий по использованию и обслуживанию таких объектов.

G13. Публичная позиция субъектов генерации по отношению к газовой отрасли.

Публично заявить о своих интересах и планах в сфере газоснабжения. Сформировать механизмы отстаивания своих интересов. Продемонстрировать возможности таких механизмов.

G14. Коррекция практики договорной работы в сфере поставок газа.

Провести масштабный пересмотр всех действующих договоров поставки газа с целью снижения рисков газоснабжения. Провести соответствующие изменения в тексты договоров при очередном их заключении, в том числе за счет частичного перехода на потребление коммерческого газа.

A. Необходимые и рекомендуемые воздействия (actions)

А1. Снижение публичной роли РАО «ЕЭС» как холдинговой структуры отрасли. Снятие политического фокуса ответственности с «московского офиса» и перемещение его в регионы.

А2. Создание добровольной устойчивой саморегулируемой организации субъектов генерации (СРО) с жесткими правилами членства. Возможно создание ряда СРО по критериям общности интересов (например, ТГК и ОГК).

А3. Введение представителей государства в органы управления СРО. Установление прямых горизонтальных связей аппарата СРО и профильных государственных органов.

А4. Формирование публичной среднесрочной позиции субъектов генерации в отношении перспектив развития сектора генерации электроэнергетической отрасли, учитывающей задачи государства в этом периоде.

А5. Передача СРО и их сервисным структурам (прогнозное агентство, биржа услуг, третейский суд, ревизионная комиссия) части государственных полномочий по вопросам прогнозирования, лицензирования и регулирования цен/тарифов через соответствующие поправки в пакете законов об электроэнергетике.

A6. Принятие Правительством РФ новой редакции Правил Поставки газа, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 05 февраля 1998 года №162

A7. Принятие Правительством РФ новой редакции Постановления Правительства РФ от 29 декабря 2000 года № 1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов по его транспортировке»

A8. Принятие Правительством РФ новой редакции Правил учета газа, утвержденных Минтопэнерго РФ 14 октября 1996 года. Организация системы детализированного учета количества и качества газа, потребляемого субъектами генерации.

A9. Консолидация субъектов генерации как единых потребителей для компенсации неравномерности потребления газа.

А10. Принятие Правительством РФ Правил недискриминационного доступа к инфраструктуре транспорта и хранения газа.

A11. Консолидация усилий субъектов генерации и независимых производителей газа (нефтяных и газовых компаний) по формированию цивилизованного рынка ограниченных ресурсов газовой отрасли.

А12. Проведение тендерных процедур по выбору поставщиков газа с привлечением независимых производителей газа (нефтяных и газовых компаний).

A13. Принятие Правительством РФ Правил раскрытия публичной информации о деятельности естественных монополий и доминирующих поставщиков.

A14. Принятие ФСТ РФ новой редакции Методики расчета тарифа на магистральный транспорт газа.

А15. Принятие ФСТ РФ Методики установления регулируемых оптовых цен на природный газ.

А16. Формирование публичных институтов независимой экспертизы (затрат, цен, тарифов) и рынка таких услуг.

А17. Принятие Правительством РФ развернутых Правил торговли на свободном секторе рынка газа.

А18. Реализация, со стороны ОАО «Газпром», схемы гарантий поставки газа, приобретенного в секторе свободной торговли.

А19. Реализация недискриминационного доступа потребителей и производителей газа к сектору свободной торговли.

А20. Принятие Правительством РФ системы квалификационных критериев к прогнозам и прогнозным балансам по основным видам топлива.

А21. Принятие Правительством РФ новой редакции «Энергетической Стратегии РФ до 2020 года».

A22. Принятие Правительством РФ обязательных требований к долгосрочным договорам поставки газа и критериев обязательности их заключения.

A23. Формализация процедуры оценки эффективности внедрения и обслуживания объектов и механизмов компенсации неравномерности потребления газа газоснабжения.

А24. Налаживание устойчивых прямых отношений с местными и региональными властями.

A25. Детальное изучение субъектами генерации локальных рынков производимой продукции (потребности в тепле и электрической энергии), инфраструктуры ее транспорта, распределения и сбыта (сети, трансформаторы, тепловые пункты, сбытовые компании и пр.), существующих и потенциальных конкурентов.

A26. Формирование региональных прогнозных балансов основных видов энергоносителей (включая газ), согласованных с «квалифицированными» общероссийскими прогнозами.

А27. Запуск инвестиционных проектов в сфере производства, транспорта, распределения и сбыта основных видов продукции.

A28. Принятие Правительством РФ Методики разработки и утверждения баланса электрической энергии и мощности с учетом баланса поставок газа ОАО «Газпром».

А29. Запуск процедуры отраслевой возмездной оптимизации использования лимитного газа среди субъектов генерации путем изменения отраслевой системы расчетов с третьими лицами — поставщиками газа.

A30. Агрегация спроса путем заключения единых договоров на поставку газа на группы станций.

A31. Создание отдельных затратных подразделений (предприятий) отвечающих за надежность газоснабжения станций, в том числе за счет заключения хеджирующих и прочих соглашений.

A32. Формирование позиции субъектов генерации в вопросах нормативной и технологической базы, регулирующей поставки газа.

А33. Отмена платы за снабженческо-сбытовые услуги в составе оптовой регулируемой цены газа.

A34. Принятие Правительством РФ единых норм потребления природного газа.

A35. Формализация процедуры оценки эффективности приобретения, строительства и обслуживания объектов газоснабжения. Включение затрат в общий расчет рентабельности бизнеса.

А36. Формирование позиции субъектов генерации в отношении объектов газоснабжения, учитывающей структуру расходов на их обслуживание, структуру цены газа и маркетинговую стратегию субъекта.

A37. Разработка и утверждение свода внутренних процедур газоснабжения, с указанием ответственных лиц, сроков и методик контроля.

А38. Провести организационное выделение объектов газоснабжения в отдельные предприятия с целью повышения прозрачности затрат и, при необходимости установления, индивидуальных тарифов.

A39. Создание сервисных компаний по обслуживанию объектов газоснабжения на локальных группах станций.

A40. Проведение тендерных процедур по выбору компании, обслуживающей объекты газоснабжения.

А41. Оценка эффективности переквалификации подводящих трубопроводов (магистраль — распределение) с учетом изменения цены газа и расходов на обслуживание.

А42. Пересмотр стандартов документооборота по вопросам газоснабжения.

А43. Организация широкого внутриотраслевого обсуждения успешных практик заключения договоров и типовых проблем с вариантами их решения, включая опыт ОАО «Газпром» заключения долгосрочных договоров на поставки газа в Европе.

A44. Создание отраслевых компаний — «шипперов» — по организации коммерческих поставок газа с месторождений до точек потребления.

A45. Координация процедур заключения и контроля выполнения договоров поставки газа на уровне СРО.

A46. Переводить ответственность за несоблюдение режимов газопотребления из запретительной (ограничение поставок, опломбирование оборудования) в финансовую (штрафы, коэффициенты увеличения стоимости услуг).

А47. Запустить совместно с местными и региональными властями национальную программу учета газа: повсеместная установка независимых систем учета объема и качества потребляемого газа.

A48. Разработать внутренние методические рекомендации по договорной работе в топливообеспечении с целью одновременного масштабного внедрения всеми генерирующими компаниями. В частности, например, в обмен на гарантии оплаты (take-or-pay) включить в них следующие положения:

i. Оплата газа должна осуществляться по факту его поставок; обязательство по оплате считается выполненным по совершению платежа Потребителем.

j. Ежедневная равномерность отбора газа должна ограничиваться на базе долгосрочной статистики рабочего режима отбора.

k. Покупатель имеет право на изменение месячных объемов в пределах стандартного долгосрочного отклонения при условии выбора полного объема договора.

l. Учет количества и качества газа должен осуществляться только на входе Потребителя и по приборам Потребителя. Расходы на установку таких приборов являются затратами на снижение рисков газоснабжения.

m. Оплата газа является договорным обязательством Покупателя, но решение о выполнении этого обязательства должен принимать сам Потребитель. Недопустимо разрешение безакцептных операций по счету генерирующей компании.

n. Необходимо отдавать предпочтение долгосрочным контрактным схемам.

o. Недопустимо включать в договор обязательства третьих лиц, не являющимися сторонами договора (в частности, обязательства трансгаза по осуществлению контроля качества газа, обязательства ОАО «Газпром» о предоставлении и раскрытии информации, обязательства ГРО по формированию актов приема-поставки газа).

p. Следует явно описывать в договоре как обязательства поставщика по поставке газа, так и штрафные санкции по их невыполнению.

A49. Активно использовать существующие юридические, государственные и административные механизмы, такие как антимонопольное регулирование, процедуры регулирования естественных монополий, судебная практика.

А50. Договора транспорта газа по сетям газораспределительных организаций заключать раздельно с договорами поставки. Не включать поставщика газа в договор транспорта в качестве стороны договора.

R. Риски (risks)

R1. Ошибка учета затрат. Риски неконтролируемого роста цен на газ.

R1.1. Неверная оценка затрат в газовой отрасли. Непрозрачность отрасли по причине значительного доминирования в сферах производства, транспорта и распределения газа.

R1.2. Неверный прогноз затрат в газовой отрасли. Неизбежен рост реальной себестоимости российского газа в связи с решением стратегических проблем газовой отрасли.

R1.3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.

R1.4. Потеря конкурентоспособности российских товаров (энергии), производимых на газе при использовании экспортных цен на энергоносители в качестве ориентира установления внутренней цены газа.

R2. Снижение «нормативной» добавочной стоимости. Риски неадекватного учета цены газа в тарифе на электроэнергию

R2.1. Некорректный учет «нормативных» затрат на газ при установлении тарифов

R2.2. Изменение деталей в методиках регулирования тарифов и цен на газ и электроэнергию.

R3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа

R4. Договорное принуждение. Риски потери контроля за заключением и выполнением договоров поставки газа

R4.1. Вынужденные уступки по форме и условиям договоров поставки газа.

R4.2. Риск финансовых потерь при введении дифференцированных штрафов за неравномерность потребления.

R5. Риски дефолта поставки. Экономические условия газовой отрасли могут вынудить поставщиков нарушить уже взятые обязательства.

R5.1. Схема функционирования рынка газа

R5.2. Значительное изменение регулируемой цены лимитного газа

R5.3. Значительное изменение рыночной цены экспорта газа

R5.4. Значительный рост себестоимости газа

R6. Потеря рынков. Риски потери рынков тепла и электроэнергии

R7. Риск «остаться крайним». Риски роли демпфирующего механизма в чрезвычайных ситуациях

R8. Отсутствие достоверных оценок использования альтернативных видов топлива. «Каменный век кончился не потому, что кончились камни». Газовая пауза кончится не потому, что кончится газ, а потому, что его станет дорого сжигать.

R9. Ошибка межотраслевого управления. Риски несбалансированного управления процессами в газовой и электроэнергетической отраслях.

R10. Вертикальная интеграция. Риски увеличения нерыночного сектора в электроэнергетике.

R10.1. Льготные поставки газа контролируемым станциям, сопровождаемые завышением цен прочим станциям.

R10.2. Вертикальная интеграция с включением в производственную цепочку потребителя энергии.

R10.3. Региональная энергетическая (газ, тепловая и электрическая энергия) дискриминация на основе отношений с региональными органами власти.

R11. Дробление переговорной позиции. Риски снижения веса предприятий электроэнергетики в переговорах о поставках газа в результате реформы РАО «ЕЭС России».

R11.1. Снижение значимости объемов отдельной стороны переговоров (генерирующая компания) в общем объеме поставок газа.

R11.2. Потеря инициативы в процессах государственного регулирования поставок газа на нужды генерации.

R11.3. Потеря отдельными станциями рычагов влияния на поставщика газа: подключение объектов газовой отрасли к энергоснабжению, регулирование условий встречных поставок электрической и тепловой энергии и т.п.

R12. Проматывание ресурсов. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

R13. Риски нестабильности бизнеса. Риски непрозрачности, низкой предсказуемости или высокой волатильности ключевых параметров бизнеса генерации энергии.

R13.1. Отсутствие договорной предсказуемости поставок газа: долгосрочные контракты или прозрачный рынок.

R13.2. Отсутствие технологической предсказуемости поставок газа: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.

R14. Навязанный сервис. Риски потери контроля за инфраструктурой газоснабжения станций

R14.1. Потеря контроля над собственностью (имущество инфраструктуры).

R14.2. Потеря контроля над процессом эксплуатации (поверки, обслуживания, ремонта) инфраструктуры.

R15. Не достаточно эффективное использование лимитного газа в рамках отрасли.

R16. Рост стоимости инвестиций в сектор генерации электрической энергии.

Ссылки по теме:

Аналитический отчет «Электроэнергетика и газ: Вопросы газообеспечения и взаимодействия отраслей»
Рекомендации: возможные цели и пути их достижения. Приложение к аналитическому обзору «Электроэнергетика и газ»
Рекомендации Комитета по аудиту Совету директоров и Правлению ОАО РАО «ЕЭС России» касательно проблем газоснабжения предприятий электрогенерации