Краткое описание сложившейся ситуации в газоснабжении России

Динамика и направления использования газа в России

1. Согласно данным баланса газа РФ на 2005 год на внутренний рынок России запланировано поставить 447 млрд. куб.м. газа. Из них 80% поставит ОАО «Газпром». Объемы потребления газа внутри России стабильно растут в среднем на 3% в год.

2. Начиная с 1995 года, на долю газа приходится каждая вторая, а нефти и нефтепродуктов — каждая третья условная единица топлива, произведенного в России. Доля угля в первичных топливно-энергетических ресурсах России составляет около 14% (притом, что доля угля в топливно-энергетическом балансе Советского Союза в 1930-е — 1950-е гг. была более 50%).

· Газ составляет около 50% от объема добываемых в России первичных энергетических ресурсов. Оценка доли газа в мировом ТЭ балансе — около 25%.

· На газе вырабатывается около 65% производимого в России тепла и электроэнергии. На газе вырабатывается около 73% тепла и электроэнергии, производимых предприятиями РАО «ЕЭС России».

· Доля газа в котельно-печном топливе центрального региона европейской части России превышает 90%.

3. В 1970-е гг. появилась теория так называемой «газовой паузы», предполагавшая переориентацию энергопотребления с угля и мазута на газ. При этом предполагалось, что такая переориентация будет временной, на 15-20 лет, за которые удастся внедрить более прогрессивные в экономическом и экологическом плане технологии использования угля и развить атомную энергетику.

4. В начале 1980-х гг. за счет масштабного строительства экспортного газопровода появилась возможность подачи магистрального газа в основные индустриальные регионы европейской части страны. В это же время выявился существенный экономический эффект от перевода оборудования парогазового цикла на тепловых электростанциях с угля на газ (их коэффициент полезного действия вырос в два раза — с 34 — 36% до 60 — 70%). Эти факторы значительно изменили структуру топливного баланса страны.

5. Согласно данным Министерства энергетики РФ, в структуре потребления основных видов котельно-печного топлива (мазут, уголь, газ) даже по сравнению с началом 90-х годов доля газа увеличилась с 60% до 73%, при этом доля угля снизилась с 28% до 21%, а мазута с 12% до 6%.

	2002	2003	2004
Уголь	21,8%	21,5%	21,3%
Мазут	6,1%	6,0%	6,0%
Газ	72,1%	72,5%	72,7%

6. По данным Госкомстата РФ структура поставки газа потребителям по секторам выглядит следующим образом (млрд. куб.м.):

7. Как видно из баланса газа по РФ на 2005 год, на собственные нужды ОАО «Газпром» потребляет около 70 млрд.куб.м газа в год, что составляет приблизительно одну шестую от общероссийского потребления:

РЕСУРСЫ (млн.куб.м)	747 579
ДОБЫЧА	633 735
ОАО «Газпром»	547 000
Красноярский край, Республика Саха	4 735
Независимые производители	39 000
Нефтяные компании	43 000
ДРУГИЕ ИСТОЧНИКИ	59 259
Газ деэтанизации и стабилизации	1 259
Среднеазиатский газ	47 200
Казахстанский газ	10 800
ОТБОР ИЗ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА	54 585
РАСПРЕДЕЛЕНИЕ (млн.куб.м)	747 579
ЗАКАЧКА В ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА	50 339
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ	447 173
Технологические нужды газопроводов ОАО «Газпром»	53 700
Закачка в пласт	2 736
Потребители	390 737
из них технологические нужды при добыче и переработке	16 700
ЭКСПОРТ	250 067

При плановом поступлении газа в газопроводы в объеме 697,6 млрд. куб.м. на 2005 год запланирована товаротранспортная работа в объеме 161 311,8 млрд. куб.м.?км. Для справки:

· средний расход газа на транспорт 1 тыс. куб.м. на 1000 км. составляет 25-40 куб.м газа (или м³/млн.м³км. транспортировки)

· норматив использования газотранспортными организациями ОАО «Газпром» газа на собственные технологические нужды, утвержденный приказом Минэнерго РФ № 60 от 26.08.02, составляет от 14 до 101 м³/млн. м³км. транспортировки в зависимости от организации;

· норматив использования газодобывающими организациями ОАО «Газпром» газа на собственные технологические нужды, утвержденный приказом Минэнерго РФ № 60 от 26.08.02, составляет от 9 до 505 м³/тыс. м³добычи в зависимости от организации;

8. Доля отраслей ТЭК в объеме ВВП в 2004 году составила 30%. В том числе 7% — вклад газового комплекса и 2,5% — электроэнергетического. Газоемкость ВВП (удельные затраты газа на 1 руб. валового внутреннего продукта) стабильно увеличивалась и в целом за последнее десятилетие века возросла на 60%. Темп увеличения газоемкости валового внутреннего продукта России в 1990-е гг. был большим, нежели увеличение его электроемкости (30%) или нефтеемкости (около 10%).

Емкость экономики РФ в сопоставимых ценах 1998г.	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Нефтеемкость, млн.т/руб	70,3	70,8	73,8	71,6	68,2	70,2	69,2	73,6	72,6	77,0
Электроемкость, кВт*ч/руб.	0,23	0,24	0,27	0,28	0,29	0,30	0,30	0,30	0,31	0,31
Газоемкость, тыс.куб.м/руб.	103	109	135	145	161	163	171	156	171	169
Нефтеемкость, % к 1990г	100%	101%	105%	102%	97%	100%	98%	105%	103%	109%
Электроемкость, % e 1990г.	100%	102%	114%	119%	124%	128%	131%	128%	133%	134%
Газоемкость, % r 1990г.	100%	106%	132%	141%	156%	158%	166%	152%	166%	164%

9. Согласно данным статистического обзора ОАО «Газпром», потребление газа по регионам выглядит следующим образом (млрд. куб.м.):

10. Предприятия газовой отрасли до сих пор играют значительную роль в политической жизни страны. Прежде всего, участие в выборах самого различного уровня (Президента, губернаторов, депутатов Госдумы и т.д.), причем не только финансовое, но и организационное. Реализация и обещания реализации мер по газификации использовались как мощный прием привлечения голосов избирателей, деньги предприятий газовой отрасли использовались для создания и развития средств массовой информации.

11. Газовая отрасль России оказывает значительное влияние на внешнеэкономические и внешнеполитические отношения страны. Вопросы газоснабжения европейских стран стали одними из основных в диалоге Россия — ЕС. Вопросы экспорта и транзита газа, реализации газовых проектов стали неотъемлемой частью политики России в Центральной Азии, в Каспийском регионе, в Закавказье. Особое звучание имеют эти вопросы в Российско-Украинских и Российско-Белорусских отношениях. Вопросы реализации газовых проектов могут стать важной составной частью взаимоотношений России и стран Азиатско-тихоокеанского региона.

История изменений на газовом рынке

12. До 1990г. ценовое регулирование газовой отрасли осуществлялось через Прейскурант № 04-03 «Оптовые цены промышленности на газ газоперерабатывающих заводов». Цены на газ устанавливались дифференцированно по 62 регионам России. С начала 1992 года предприятия могли применять цены в соответствии с утвержденными предельными коэффициентами повышения государственных цен. В 1995г. цены на газ для промышленности были «заморожены». Индексация цен была возобновлена в 1996 году в размере 80% прироста оптовых цен производителей промышленной продукции по РФ. Дифференциация цен по регионам не превышала 10%. В 1996 году регулирование оптовых цен на природный газ поручается ФЭК России. Начиная с 1997г. оптовые цены на природный газ дифференцируются по регионам в зависимости от стоимости его транспортировки от мест добычи до потребителей — вводятся три вида регионов. С 1 декабря 1997 года вводится дифференциация по семи ценовым поясам. Дифференциация увеличивается до 25%. С целью снижения тарифов на электроэнергию, поставляемую с ФОРЭМ, вводятся пониженные оптовые цены на газ для тепловых электростанций — субъектов ФОРЭМ.

13. Одним из значимых аспектов системы ценообразования на газ в конце 90-х годов являлось стимулирование оплаты газа в денежной форме. Так по данным ОАО «Газпром» в 1997 году было оплачено лишь 7% общего объема поставок газа отечественным потребителям и лишь 2% в денежной форме.

14. Договорные отношения между газотранспортными организациям, газораспределительными организациями (далее — ГРО) и потребителями газа подразделяются на два блока: договор поставки газа и транспортировки газа, договор газоснабжения.

15. Порядок поставки газа и заключения договора поставки газа определяется Правилами поставки газа в РФ, утвержденными Постановлением Правительства РФ № 162 от 05.02.98. Правила регулируют не только заключение и исполнение договоров на поставку газа, но также и основные нормы, относящиеся к договору транспортировки газа.

16. Постановлением Федеральной энергетической комиссии (далее — ФЭК) России №44/3 от 20.11.98 были утверждены формы договоров на поставку и транспортировку газа. Постановление предусматривает три основные формы договоров.

· Первая форма. По данному договору Поставщик обязуется поставлять, а Покупатель получать и оплачивать газ в согласованных объемах. Предусматривается обязательное заключение Поставщиком или Покупателем договора транспортировки газа с ГРО.

· Вторая форма. По данному договору Поставщик обязуется поставлять, а ГРО получать и оплачивать газ в согласованных объемах. А затем уже ГРО самостоятельно заключает договор с Потребителем.

· Третья форма. По данному договору Поставщик и ГРО обязуются поставлять, а Покупатель получать и оплачивать газ в согласованных объемах. Объединение Поставщика и ГРО обусловлено порядком взимания платежей, а также согласованными действиями по доставке газа Покупателю. Расчеты между сторонами по такому договору производятся следующим образом: стоимость газа перечисляется на расчетный счет Поставщика, а надбавка (тариф) для газораспределительных организаций — на расчетный счет ГРО.

17. Сторонами договора газоснабжения с одной стороны является ГРО, а с другой стороны потребители газа — физические и юридические лица. По этому договору газоснабжающая организация обязуется подавать потребителю через присоединенную сеть газ, а потребитель обязуется оплачивать принятый газ, а также соблюдать предусмотренный договором режим ее потребления.

Типичные условия поставки газа

18. Оптовая цена реализации газа ОАО «Газпром» на территории России регулируется государством, ее величина устанавливается по территориальным поясам. В 2005 году оптовая цена для потребителей (кроме населения) составляла от 619 рублей для 1 пояса до 1160 рублей для 11 пояса за тыс. куб.м. без НДС. 17 ноября 2005 года ФСТ России установило средний уровень роста тарифов в 2006 году по промышленности в 10,5%, для населения — 11,9%.

19. По данным Министерства энергетики России, сезонная неравномерность поставок газа потребителям России выглядит следующим образом (млрд. куб.м.):

20. Формально процедура согласования поставок газа определяется внутренним документом ОАО «Газпром» «Порядок распределения ресурсов газа ОАО «Газпром» с учетом экспортных поставок и производства газа независимыми производителями», разработанным во исполнение приказа ОАО «Газпром» №100 от 14.10.2002.

21. Краткое описание процедуры:

· Центральный производственно-диспетчерский департамент ОАО «Газпром» (далее — ЦПДД) ежегодно разрабатывает баланс газа по ЕСГ не позднее 1 октября, для чего собирает данные как от ООО «Межрегионгаз» (далее ? МРГ), так и от независимых производителей газа. Баланс определяет общий объем поставок газа.

· МРГ собирает заявки от потребителей, имеющих разрешение на использование газа[1], и до 1 ноября направляет в Департамент маркетинга, переработки газа и жидких углеводородов ОАО «Газпром» (далее — Департамент маркетинга) план-заявку на продажу газа потребителям с разбивкой по зонам деятельности дочерних обществ.

· Департамент маркетинга до 15 ноября осуществляет распределение расчетных объемов газа (по сути, корректирует и утверждает предложение МРГ). На основании распределения Департамент экономики ОАО «Газпром» формирует годовой план транспорта газа.

· На основании полученного распределения МРГ через свои региональные компании до конца года заключает договора поставки газа потребителям.

· На основании заключенных договоров МРГ передает в Департамент маркетинга поквартальные данные о договорных объемах реализации газа потребителям в виде «возвратных ведомостей». На их основании ЦПДД формирует сводные объемы поставок газа потребителям.

· За 45 дней до планируемого квартала МРГ и независимые поставщики, имеющие оформленный доступ к газотранспортной системе (далее — ГТС), договоры на транспортировку и поставку газа потребителям, осуществляют помесячное распределение квартальных объемов поставки газа.

· Выделение дополнительных объемов газа осуществляется Департаментом маркетинга.

22. Существуют долгосрочные контракты на поставку газа. Долгосрочные контракты на транспорт с независимыми компаниями в настоящее время отсутствуют. Договор продажи газа на скважине оформляется условно — с условием получения доступа к транспорту. Для заключения контракта на транспорт необходимо получить решение комиссии ОАО «Газпром» по доступу. При этом МРГ не оформляет заявки на доступ, а получает его автоматически.

23. За последние два года услуги по «упрощению транспорта газа» предлагали следующие компании: Газинфософт-Т (344 млн.куб.м в 2004г.), Газпоставка, Газсбытсервис (126 млн.куб.м. в 2004г.), Газэнергоресурс (4,2 млрд.куб.м. в 2004г.), Евротрейдлайн, Национальная Газовая Компания, НГХ Технологии, Ространс-Юг (92 млн.куб.м. в 2004г.), Русская Газовая Компания, Русэнергоресурс (49 млн.куб.м. в 2004г.), Сибеврогаз, Трансгазсервис, Транснафта (7,3 млрд.куб.м. в 2004г.), Универсум-газ (18 млн.куб.м. в 2004г.), Центррусгаз (3,4 млрд.куб.м. в 2004г.).

Отдельные схемы поставки газа могли использоваться с участием дочерних компаний ОАО «Газпром», в частности Сибура. В целом объем газа, перепроданного в рамках услуги транспортировки в 2004 году компаниями — трейдерами оценивается в 16-18 млрд.куб.м.

24. В случае реализации газа независимым продавцом для получения согласования доступа к ГТС требуется подать пакет документов в установленной форме в ОАО «Газпром». Заявка (пакет документов) на транспортировку газа должен содержать:

24. • Наименование и реквизиты независимой организации
    • Источники газа (название, месторасположение месторождения, газопровода) и их характеристики (запасы по категориям, объем добычи, мощность и т.п.)
    • Срок начала и окончания поставок газа
    • Объемы поставок (по месяцам на весь срок поставок)
    • Состав, качественные характеристики и параметры газа
    • Согласование технических условий ОАО «Газпром» о возможности подключения подводящих газопроводов
    • Место и схему подключения к ГТС подводящего газопровода
    • Место и схему сдачи газа покупателю
    • Подтверждение газотранспортной организации, не входящей в систему ОАО «Газпром», ГРО и потребителя о готовности к приему заявленного газа в период поставки
    • Документы, подтверждающие право собственности на газ или наличие договорных обязательств по покупке (продаже) газа (лицензия, договор)
    • Информация о наличии к предполагаемой поставщиком дате начала поставки газа подводящих газопроводов у поставщиков и газопроводов-отводов к покупателям с газоизмерительными станциями с указанием типа и характеристик.

25. Далее документы проходят согласование в более чем 10 департаментах монополии. Председателем комиссии по доступу до недавнего времени являлся заместитель председателя правления ОАО «Газпром» Александр Рязанов, однако полномочия руководителя Департамента маркетинга Кирилла Селезнева и Александра Рязанова по этому вопросу идентичны, поскольку формально окончательную версию протокола Комиссии готовит Департамент маркетинга.

	1999	2000	2001	2002	2003	2004
Количество компаний, допущенных к транспорту газа через ГТС	10	20	24	33	31	35
Объемы транспорта газа не принадлежащего ОАО «Газпром», млрд.куб.м.	83,7	106,2	92,4	103,6	95,4	110,4

26. Стоит отметить, что объемы транспорта газа не принадлежащего ОАО «Газпром» приводятся в статистике с учетом газа Средней Азии и Казахстана (в 2004 году — 50,2 млрд.куб.м).

27. Для облегчения процедуры получения доступа, в кругах, близких МРГ, до недавнего времени рекомендовали использовать компанию Транснафта. Транснафта может приобрести газ на входе в систему и перепродать его назад на газораспределительной станции (далее — ГРС) пункта назначения. Тариф за подобную услугу по получению доступа может составлять 2 доллара с каждой тыс.куб.м.

28. Возможности организации «серых» схем реализации газа лежат не только в занижении лимитов, но и в предумышленном завышении их на предприятия и регионы, которые гарантированно их не выберут. Несмотря на то, что баланс газа по РФ утверждается осенью, на уровень регионов он попадет не ранее 15 декабря — за это время происходит передел лимитов на региональном уровне (пересмотр предварительных заявок). МРГ имеет возможность искусственно организовать дисбаланс — газ из одного региона может быть перекинут в другой, от одного потребителя другому. При этом получателем может выступать лицо, которое заведомо не сможет выбрать весь выделенный газ. Таким образом, существует возможность организации дефицита газа у отдельных потребителей в размере 10-15% от потребления. Дефицитному потребителю может быть предложено заключить агентский договор с компанией, которая «обязуется совершать по поручению принципала юридические и иные действия по приобретению дополнительных объемов газа от своего имени, но за счет принципала, по цене установленной Федеральной службой по тарифам РФ (далее — ФСТ)». Для этого агент среди прочего берется «согласовать объемы поставки газа с ОАО «Газпром» и МРГ и другими организациями. Поручение считается выполненным надлежащим образом при получении принципалом копии факсограммы ЦПДД ОАО «Газпром» о выделении дополнительных объемов газа. Вознаграждение Агента может составлять около 7,5 долларов с каждой тыс.куб.м.

29. В сентябре 2002 РАО «ЕЭС России» направило в ОАО «Газпром» письмо о том, как структуры, близкие к МРГ, зарабатывали на энергетиках с использованием фирм-посредников. Согласно документу «в ходе проверок были выявлены неоднократные случаи сверхдоговорных поставок газа региональными компаниями МРГ по цене, установленной ФЭК, с одновременным заключением договоров о вознаграждении посредническим компаниям. Заключение этих договоров с посредниками навязывалось структурами МРГ и является обязательным условием для дополнительных поставок газа. Фирмы-посредники также предлагали энергетикам от имени МРГ проводить взаимозачеты за поставленный газ.

30. В рамках типичного договора поставки газа между региональной компанией МРГ и потребителем:

· отбор газа из газовой сети осуществляется ежесуточно в пределах (не более) среднесуточной нормы поставки. Среднесуточная норма поставки определяется исходя из установленного договором объема поставки на расчетный месяц поделенного на количество календарных дней в нем.

· Количество газа определяется по показаниям узла учета поставщика, а при его отсутствии или неисправности — по показаниям узла учета Покупателя. Иначе по проектной мощности потребления.

· При перерасходе (отборе газа более суточной нормы) Покупатель обязан оплатить дополнительно объем отобранного им газа за каждые сутки с применением повышающего коэффициента (1,1-1,5 согласно Правилам поставки газа).

· При суточном перерасходе газа Покупателем, Поставщик имеет право провести принудительное ограничение поставки газа до установления среднесуточной нормы поставки в течение 24 часов с момента получения Покупателем телеграммы о предупреждении.

· Покупатель, допустивший перебор газа, возмещает Поставщику и другим покупателям убытки, понесенные в результате снижения давления газа в сетях.

· При недоборе Покупателем выделенного месячного лимита газа в количестве более ХХХ, покупатель выплачивает Поставщику штраф в размере 10% стоимости неиспользованного газа.

· Поставка дополнительных объемов газа может быть согласована на предстоящий расчетный месяц по отдельной заявке, переданной до 15- го числа месяца, предшествующего расчетному. Дополнительные объемы газа должны быть предварительно оплачены до 25 числа месяца, предшествующего расчетному.

· Поставка газа имеет «приоритетный характер». То есть если Покупатель имеет договоры с иными поставщиками, он в первую очередь обязан потребить газ по этому договору. Потребленный покупателем газ сверх общего по всем договорам объема засчитывается как перерасход газа по Договору.

· До решения споров по качеству и количеству газа Арбитражным судом количество и качество поставленного газа принимается по данным Поставщика.

· Пересчет по калорийности осуществляется при отклонении средней за расчетный месяц фактической удельной объемной теплоты сгорания газа от 7900 кКал/куб.м Определение средней производится по данным лабораторного контроля дочерней газотранспортной организации ОАО «Газпром» (далее — Трансгаз). Процедура и частота замеров не приводится. Кроме того, поскольку Трансгаз не находится в договорных отношениях с Потребителем, то и документы передаются только через Поставщика и только в случае его доброй воли. Трансгаз не несет ответственности перед Потребителем за достоверность сведений.

· Оплата производится путем 100% предоплаты стоимости газа и платы за снабженческо-сбытовые услуги (далее — ПССУ[2]). Оплата должна поступить на счет Поставщика не позднее 25 числа месяца, предшествующего расчетному. Такое положение дел затрудняет возмещение НДС.

· Договор не предусматривает отключение потребителя в случае нарушения условий договора, но допускает снижение давления газа до нуля.

· В случае если платежи возмещения фактической недоплаты не поступают до 10-го числа месяца следующего за расчетным, Поставщик имеет право выставить безакцептное платежное требование на основании обязательного Договора о безакцептном списании между Потребителем и обслуживающем его банком.

· Транспортировка газа от выхода с ГРС Трансгаза до границы раздела газопровода ГРО и Покупателя осуществляется ГРО, договор транспортировки газа с которой Поставщик обязуется заключить от своего имени, но в интересах и за счет Покупателя. Стоимость транспортировки, осуществляемой ГРО[3], не включается в цену газа и возмещается Поставщику Покупателем.

31. В 2005 году в Тюменской области Федеральная антимонопольная служба РФ (далее — ФАС) прекратила дело в отношении ОАО «Тюменьмежрайгаз» и ООО «Тюменьрегионгаз». Ранее дело было возбужденно по ходатайству областной прокуратуры по признакам нарушения закона о конкуренции при заключении договоров на поставку газа областным сельхозпроизводителям. Прокуратура предложила проверить законность пункта договоров с сельхозпроизводителями о 100%-й предоплате за топливо. «Дело прекращено, поскольку не обнаружено каких-либо официальных доказательств, что поставщики газа навязывали полную предоплату, и это условие было невыгодно покупателю. Возражения и встречные предложения сельхозпредприятий не зафиксированы документально».

32. Газ независимых поставщиков надежнее и прозрачнее по структуре поставки. Дочерние региональные компании по реализации газа ОАО «Газпром» (далее -регионгазы) часто не выполняют условия своих договоров с потребителями. ОАО «Газпром» не выполняет условия договора транспортировки, по некоторым оценкам, в 20% случаев. Договора независимых поставщиков и перепродавцов газа обычно пишутся в духе партнерства и даже порой в пользу Потребителя. Так в частности:

· Объемы поставки могут быть изменены Покупателем путем направления заявки Поставщику за 10 дней до наступления месяца поставки.

· Поставщик до 1-го числа месяца поставки предоставляет Покупателю документы от ОАО «Газпром» (ЦПДД), подтверждающие выделение газа для Покупателя на предстоящий месяц.

· Оплата производится в течение 20 дней с даты подписания акта приема-передачи. Покупатель считается выполнившим свою обязанность произвести расчет с момента перечисления денежных средств со своего счета на счет Поставщика.

· Поставщик гарантирует, что газ, не обременен претензиями или требованиями третьих лиц, не заложен в споре и под запретом не состоит.

Типичная структура цены природного газа

33. Оптовая цена для крупных промышленных потребителей в Челябинской области (VI ценовой пояс) — 1033 рублей за тыс. куб.м без НДС (Приказ ФСТ РФ № 229-э/15 от 03.12.2004):

· Тариф на транспорт по магистральным сетям Сургутгазпром: 1358 км. по 35,34 руб. за тыс. куб на 100 км. = 480 рублей за тыс. куб.м. (Дополнительный прейскурант ОАО «Газпром» № 04-03-28-2005/3)

· Тариф на транспорт по магистральным сетям Уралтрансгаз: 379 км. по 33,65 руб. за тыс. куб на 100 км. = 128 руб. за тыс. куб.м. (Дополнительный прейскурант ОАО «Газпром» № 04-03-28-2005/3)

34. Тариф на услуги ОАО «Челябинскгоргаз» по транспортировке газа по газораспределительным сетям: 53,41 рублей за тыс. куб.м без НДС (Постановление ФЭК РФ от 29.03.2004 г. № 22-э/2)

35. Размер платы за снабженческо-сбытовые услуги ООО «Челябинскрегионгаз»: 18,81 рублей за тыс. куб.м без НДС (Постановление ФЭК РФ от 24.09.2003 г. № 77?э/1)

36. Внутренняя расчетная цена на газ, принадлежащий ОАО «Газпром» и предназначенный для последующей реализации ООО «Межрегионгаз»: 1002,24 руб. за тыс. куб.м. (Дополнительный прейскурант ОАО «Газпром» № 04-03-28-2005/3)

37. Внутренняя стоимость добычи Уренгойгазпром, 344 рубля за тыс.куб.м, включая налог на добычу природных ископаемых (далее — НДПИ), 107 рублей с тыс. куб.м., (Дополнительный прейскурант ОАО «Газпром» № 04-03-28-2005/3, Налоговый кодекс РФ по состоянию на лето 2005 г.)

38. Транспорт для газа независимых производителей: 1737 км по 23,84 рублей за тыс. куб.м на 100 км = 414,10 рублей за тыс. куб.м. (Приказ ФСТ РФ от 30.09.2005 года № 401-э/1)

39. Налог на добавленную стоимость, 18% (Налоговый кодекс РФ по состоянию на лето 2005 г.)

Ключевые проблемы газоснабжения

40. Фундаментальной проблемой газовой отрасли России продолжает оставаться проблема падения газодобычи на крупнейших месторождениях Надым-Пур-Тазовского района. По прогнозным оценкам, выбытие объемов добычи газа только на Уренгойском и Ямбургском месторождениях в 2007 году составит свыше 55 млрд. м³ по сравнению с уровнем 2004 года, в 2010 году — 113 млрд. м³.

41. В последние годы объемы добычи газа ОАО «Газпром» росли весьма незначительно, невзирая на ввод новых месторождений газа — выход Заполярного месторождения на проектную добычную мощность, ввод в действие Еты-Пуровского месторождения и Песцовой площади Уренгойского ГКМ. Значительная часть этого прироста представляла собой включение в баланс добычи газа по ОАО «Газпром» объемов добычи газа ЗАО «Пургаз», обратный выкуп контрольного пакета акций в котором являлся элементом политики «возврата утраченных активов», которая проводится ОАО «Газпром» начиная с 2001 года.

42. К 2010 году «Газпром» сможет в лучшем случае стабилизировать добычу газа на уровне 550 млрд. м³ газа в год. Если прогнозировать внутренний спрос исходя из среднегодовых темпов его роста в 2002-2004 годах (или 4,3% в год), то к 2010 году он может составить 545 млрд. м³ газа в год.

43. ОАО «Газпром» прогнозирует наращивание объемов экспорта газа на европейский рынок до уровня не менее 200 млрд. м³ к 2010 году. Стратегия по развитию экспорта газа подкреплена финансируемыми в настоящее время проектами, направленными на расширение экспорта, в частности, выводом на проектную мощность газопроводов Ямал-Европа, «Голубой поток», СЕГ и поэтапного строительства газопровода Богородчаны-Ужгород.

44. Совокупный разрыв между потребностями внутреннего рынка газа и поставками со стороны ОАО «Газпром» может составить до 300 млрд. м³ газа в год.

45. Частично этот разрыв может быть сокращен до 200 млрд. м³ поставками газа из Центральной Азии: объемы добычи газа в Туркменистане могут достичь 70 млрд. м3 газа, в Казахстане — 35 млрд. м³ (прогноз внутреннего спроса на 2010 год — 20 млрд. м³); экспорт газа в Узбекистане, может достигнуть 20 млрд м³ в 2010 году.

46. В настоящее время пропускная способность газотранспортной системы на выходе из Ямало-Ненецкого округа (сосредоточение основных запасов газа независимых производителей) составляет 585 млрд. м³ в год. В 2010 году, дефицит пропускной способности газотранспортной системы на выходе из ЯНАО может составить примерно 110 млрд. м³ газа в год.

47. В отрасли продолжает оставаться острой проблема не дискриминационного доступа к инфраструктуре транспорта и хранения. ОАО «Газпром» продолжает регулировать поставки газа независимых производителей через газовые балансы и ЦПДУ.

48. Отсутствие долгосрочных гарантий на каждом этапе газового бизнеса сильно тормозит привлечение инвестиций в отрасль и значительно увеличивает их стоимость. Однако высокие мировые цены на энергетические материалы в последние годы затушевывают эту проблему.

Краткие выводы по главе

49. Природный газ занимает значительную долю в топливном балансе страны и ее размер постоянно увеличивается. Большая часть природного газа России добывается ОАО «Газпром». Преобладающими российскими потребителями природного газа являются предприятия электроэнергетики, население и сфера коммунально-бытовых услуг. Значительным потребителем природного газа является сам ОАО «Газпром». Лидером по объемам потребления природного газа является Приволжский федеральный округ.

50. Структура бизнеса газоснабжения включает: добычу газа, транспортировку по магистральным газопроводам (включая хранение), транспортировку по газопроводам низкого давления, поставку газа (коммерческие отношения купли-продажи). Для реализации договора поставки газа продавцу необходимо получить доступ к ГТС и заключить договора на транспортировку.

51. Поставки газа обладают выраженной сезонностью. Объемы поставок, включая поставки газа независимых производителей по ГТС ОАО «Газпром», ежегодно устанавливаются ОАО «Газпром». Дефицит газа и сложность выполнения требований ОАО «Газпром» приводят к организации полулегальных схем поставок.

52. Доминирующее положение на рынке ОАО «Газпром» позволяет регионгазам навязывать жесткие условия договоров потребителям. Потребители предпочитают иметь отношения с независимыми поставщиками, однако регионгазы неохотно отдают свои рынки, используя при этом широкий набор средств конкурентной борьбы.

53. Транспорт газа составляет значительную долю его оптовой цены. Правила поставки газа допускают возможность приобретения газа потребителем на скважине с последующей его транспортировкой до места потребления.

Описание ситуации в газоснабжении РАО «ЕЭС России».

Сопоставление природного газа с другими видами топлива

54. Согласно данным Министерства энергетики РФ, динамика структуры потребления основных видов топлива в электроэнергетике за последние годы выглядела следующим образом (%):

	2002	2003	2004
Уголь	27,8	29,0	29,5
Мазут	4,1	4,2	4,8
Газ	68,1	66,8	65,7

При этом производство электроэнергии на ТЭС России (в % от общего производства) составило:

	2002	2003	2004
ТЭС	65,7	66,4	66,7

Таким образом, рост производства электроэнергии на ТЭС России сопровождался уменьшением доли газа в структуре потребления топлива. Однако по данным РАО «ЕЭС России» доля газа в структуре потребления топлива компании в 2004 году возросла на 2,7% до 70,6% по сравнению с 2003 годом.

55. По данным Министерства энергетики РФ поставка топлива электростанциям в 2003 году увеличилась против уровня 2002 года на 9,0 млн. т.у.т. (3,7%), в т.ч. угля на 9,2 млн.т (8%) и топочного мазута на 0,4 млн.т (5,5%). Потребление газа на электростанциях увеличилось на 2,7 млрд.куб.м (1,9%).

Система взаимоотношений ОАО «Газпром» и РАО «ЕЭС России»

56. ОАО «Газпром» эксплуатируются газоперекачивающие агрегаты с общей установленной мощностью 44,2 млн. кВт. Из них электроприводные ГПА составляют 14% или 6,2 млн. кВт.

57. Группой ОАО «Газпром» в 2004 г. потреблено 18,6 млрд. кВт?ч электрической и 27,1 млн. Гкал тепловой энергии. Выработка электроэнергии на собственных электростанциях составила 1,6 млрд. кВт?ч или 8% от годового общего объема потребления Группы.

Потребление ОАО «Газпром»	2002	2003	2004
Электроэнергия, млрд. кВт.ч	16,0	18,9	18,6
в том числе собственной выработки, млрд. кВт.ч	1,7	1,4	1,6
Тепло, млн. Гкал	12,0	27,0	27,1

58. В ОАО «Газпром» эксплуатируются:

· электроподстанции напряжением 6-110 кВ — более 11 тыс. шт.;

· кабельные и воздушные линии электропередачи — более 84 тыс. км;

· электрические машины — более 230 тыс. шт. суммарной мощностью более 12 млн. кВт;

· электростанции для собственных нужд — 1 700 шт. суммарной мощностью 1,43 млн. кВт;

· котельные агрегаты — более 4 200 ед. суммарной мощностью 14,6 тыс. Гкал?ч.

59. В 2002 году разработана и утверждена «Программа внедрения и строительства электростанций и энергоустановок в 2002-2005 гг. и на период до 2010 г.».

60. За период с 2000-го по 2004 год общее количество случаев отключения электроснабжения (включая аварийные) объектов ЕСГ только на севере Тюменской области, основной сырьевой базе ОАО «Газпром», увеличилось с 379 до 637 (т.е. в 1,7 раза), а их общая продолжительность выросла с 26,9 тыс. часов до 35,4 тыс. часов в год.

61. Дочерние компании ОАО «Газпром» Газпромэнерго, Астраханьгазпром и Оренбурггазпром приобретают электроэнергию на оптовом рынке.

62. Ежегодно РАО «ЕЭС России» и ОАО «Газпром» ведут более или менее громкие дискуссии по вопросу поставки газа по регулируемым ценам. Ежегодная цена вопроса — около $40 млн. Эта оценочная цифра рассчитывается как размер увеличения затрат энергетиков на поставки газа при не достижении договоренности об изменении объема поставок (разница цены свободного рынка и регулируемой цены на величине спорного объема поставок).

63. Возможно ОАО «Газпром» использует процедуру согласования объемов поставок газа по регулируемым ценам для предприятий электроэнергетики в целях повышения цен на газ. Хронологически результатом таких дискуссий обычно бывает решение ФСТ о повышении оптовых цен на газ для промышленных потребителей.

64. Система формирования поставок газа по регулируемым ценам для РАО «ЕЭС России» обращает на себя внимание и миноритарных акционеров ОАО «Газпром». По их мнению, результатом реформы РАО «ЕЭС России» будет субсидирование самостоятельных частных бизнесов по генерации электроэнергии со стороны ОАО «Газпром» через поставки газа по заниженным ценам.

Роль РАО «ЕЭС России» в экономике сбыта продукции ОАО «Газпром»

65. ОАО «Газпром» в 2004 году поставило на внутренний рынок примерно 292 млрд.куб.м. природного газа. Крупнейшим потребителем газа ОАО «Газпром» являются электроэнергетики — потребление в 2004 году составило 37% от общего объема поставки газа ОАО «Газпром» на внутренний рынок. Среди промышленных секторов ближайшими по объемам потребления являются агрохимия (7%) и металлургия (6%).

Ключевые идеи ОАО «Газпром»

66. В 1999 году ОАО «Газпром» предприняло попытки получить контроль над станциями, работающими на газовом топливе. Была реализована схема по приобретению у РАО «ЕЭС России» 70% акций Псковской ГРЭС в обмен на погашение задолженности этой станции за газ. ОАО «Газпром» разрабатывало планы заключения толлинговых соглашений, согласно которым оно бы снабжало электростанции газовым топливом и, расплатившись за услуги станций деньгами или бартером в виде газового топлива, получало право продавать часть выработанной этими станциями электроэнергии. Дальнейшие планы ОАО «Газпром» предполагали выход на экспортный рынок электроэнергии.

67. В начале 2002 года под руководством заместителя председателя правления ОАО «Газпром» Александра Рязанова была разработана и вынесена на Совет Директоров Концепция взаимоотношений с РАО «ЕЭС России». Она предполагала поэтапное снижение объемов поставок газа энергетикам. Согласно Концепции, электростанции должны замещать газ другими видами топлива — углем, мазутом и даже торфом, а также более активно покупать газ у независимых производителей. Стоимость газа для РАО «ЕЭС России» при этом должна расти: заместитель председателя правления ОАО «Газпром» Александр Рязанов предлагал ввести специальный налог для потребителей этого топлива, а также продавать 5 — 15% газа через биржу по свободным ценам. Одновременно ОАО «Газпром» хотело получать дивиденды от экспорта энергии, реализуя совместные с РАО «ЕЭС России» проекты поставок за рубеж.

68. В июле 2001 года ОАО «Газпром» выступил с «предложениями по снижению дефицита газа в электроэнергетике за счет дополнительных поставок угольного топлива». Было предложено высвободить 5 млрд. куб.м газа за счет дополнительной загрузки углем действующих угольных станций (Череповецкая ГРЭС, Каширская ГРЭС, Шатурская ГРЭС и др., всего 9 электростанций) и не менее 16,5 млрд.куб.м. газа за счет перевода газоугольных станций на преимущественное использование угля (Смоленская ГРЭС, Псковская ГРЭС, Пермская ГРЭС, и др., всего 41 электростанция). Финансирование мероприятий планировалось осуществлять из отчислений от валютной выручки, получаемой от экспорта газа (26,4 млрд. руб. за три года).

69. В марте 2005 года ОАО «Газпром» предложило Правительству РФ установить для энергетиков отдельный тариф на газ, который превышал бы тарифы для всех остальных потребителей. Это было высказано как одно из условий заключения долгосрочных контрактов на поставку топлива.

70. В состав ОАО «Межрегионтеплоэнерго» входят 32 теплоэнергетических предприятия объединяющих 60 собственных и 550 арендованных котельных общей суммарной мощностью 4000Гкал/час. Объем инвестиций 2005 года составил 0,9 млрд. руб. Все проекты осуществляются преимущественно на кредитные средства Газпромбанка со сроком окупаемости не более пяти лет.

71. ОАО «Газпром» контролирует развитие отрасли, не только непосредственно подготавливая Правительству РФ долгосрочную стратегию, но и на уровне разработки и принятия конкретных методик и стандартов. Так в настоящее время готовятся к утверждению:

· Новая редакция Правил поставки газа

· Новая редакция Правил учета газа,

· Методика определения нормативов использования газа,

· Положение о порядке страхования газа от вероятных потерь и пр. документы

Помимо этого ОАО «Газпром» предложил законодательно закрепить наличие у потребителей резервных видов топлива. Таким образом, идет планомерный процесс легализации и нормирования существующей системы поставок лимитного газа. Цель — сформировать легальный механизм уменьшения объемов поставок газа по регулируемым ценам с параллельным развитием реализации газа на свободном рынке.

Оценка роли независимых производителей газа

72.

Независимые компании с 1999 года удвоили объемы добычи газа.

73. Независимые производители уже обладают ресурсами, достаточными для дальнейшего наращивания добычи: их запасы газа составляют 10,5 млрд м³.
Суммарный потенциал добычи газа независимыми производителями в 2010 году составляет свыше 150 млрд м³ газа.

млрд.куб.м.	2004	2010П
Новатэк	27,0	48
Сургутнефтегаз	14,3	22
Роснефть	9,4	30
ТНК-ВР	6,8	10
Нортгаз	5,1	10
Лукойл	5,0	23
Прочие	21,9	20
Всего	89,5	163

74. Рентабельность продаж газа на внутреннем рынке большинству потребителей составляет не менее 10-13%, а при реальных сегодняшних расходах, тарифах и ценах достигает 40-50%.

75. Условия контрактов поставки газа, предлагаемые независимыми производителями значительно более выгодные по сравнению с текущими контрактами Регионгазов. Значительная доля газа независимых уже поставляется по ценам, не превышающим регулируемых цен ОАО «Газпром». Помимо этого, контракты независимых допускают существенную гибкость поставок, оплаты газа, значительные гарантии и возможность заключения их на длительный срок (до 10 лет).

Краткие выводы по главе

76. РАО «ЕЭС России» является крупнейшим потребителем природного газа. ОАО «Газпром» является крупным потребителем электрической и тепловой энергии. Весь газ, добытый ОАО «Газпром», поставляется на предприятия РАО «ЕЭС России» по цене, регулируемой государством[4].

77. Рост производства электроэнергии на ТЭС России в последние годы сопровождался уменьшением доли газа в структуре потребления топлива. Вероятно, это связано с повышением эффективности использования газа как топлива ТЭС.

78. ОАО «Газпром» проявляет активный интерес в тепло- и электроэнергетике не только как в рынке сбыта, но и как в бизнесе, позволяющем значительно увеличить добавленную стоимость реализуемого продукта и выйти на более широкие слои конечных потребителей.

79. Независимые производители газа могут стать выгодной и удобной альтернативной поставкам газа ОАО «Газпром», в случае позитивной динамики решения системных проблем газовой отрасли.

Перспективы развития газовой отрасли в России

80. Долгосрочные ориентиры развития отрасли установлены «Энергетической стратегией России на период до 2020 года» (далее — «Энергетическая стратегия РФ»). Прогноз добычи газа дается в нескольких сценариях, основные из которых представлены следующим образом:

81. Расчеты авторов «Энергетической стратегии РФ» показывают, что обеспечение необходимого роста инвестиций требует повышения цен на газ до 40 — 41 доллара США за 1000 куб. м к 2006 году и до 59 — 64 долларов США за 1000 куб. м в 2010 году (без НДС, оплаты транспортировки газа по газораспределительным сетям и снабженческо-сбытовых услуг).

82. Согласно одобренному Правительством РФ Прогнозу социально-экономического развития РФ на 2006-2008 годы, параметры повышения регулируемых оптовых цен на газ установлены в среднем на 2006 год в размере 11%, на 2007 год — 8%, на 2008 год — 7 процентов.

Изменения регионов добычи и качества добываемого газа

83. Относительно крупнейшего «старого» месторождения ОАО «Газпром» -Уренгойского — сегодня рассматривают несколько вариантов дальнейшей его разработки. Во-первых, «щадящая» эксплуатация. При темпах отбора в объеме порядка 100 млрд м³ газа в год месторождение можно будет разрабатывать еще 30-35 лет.

	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003
ОАО «Газпром»	600	540	559,4	545,6	523,1	511,9	521,9	540
ООО «Уренгойгазпром»	242	227	223,8	209	193,3	180,4	152,5	152,4

84. Второе направление — ввод в эксплуатацию новых участков с запасами сеноманского газа, расположенных севернее основной площади Уренгойского месторождения. Так, в июле прошлого года был введен в эксплуатацию Таб-Яхинский участок Уренгойского месторождения проектной мощностью 5 млрд. куб.м газа в год. Второй осуществленный проект Уренгойгазпрома — ввод в эксплуатацию нижнемеловых залежей Ен-Яхинского месторождения. Сеноманские залежи одноименной площади разрабатываются уже длительное время, а валанжинский пласт, содержащий газокоденсатные залежи, введен в 2003 году.

85. Из общего количества запасов разрабатываемых месторождений более 2,6 трлн. куб. м относятся к глубокозалегающим горизонтам. Для вовлечения их в разработку потребуется перевооружение отрасли с привлечением значительных инвестиций. В существующей структуре добычи природного газа в России около 80% приходится на так называемый «сухой» газ, практически чистый метан, добываемый из сеноманского газоносного комплекса, залегающего на глубинах от 1000 до 1200 метров. В то же время структура запасов газа страны почти на 55% представлены «жирным» газом многокомпонентного состава, включающего в разных сочетаниях углеводородные и неуглеводородные соединения. В дальнейшем для поддержания добычи необходимо освоение ресурсов новых глубокозалегающих нефтегазоносных комплексов: ачимовского, юрского, палеозойского. Наиболее изученным из них является ачимовский, расположенный на глубинах 3000-4000 метров, в котором уже сегодня подготовлены значительные промышленные газа и конденсата. По причине значительных различий в условиях добычи (глубины залегания, состава пластовой смеси, геологических структур и т.п.) разработка ачимовских залежей представляет собой принципиальной иной вид бизнеса, требующий как новых технологий, оборудования, так и новой экономической структуры.

86. Если сеноманский горизонт разведан на 85-90%, то в диапазоне глубин от 1500 до 3000 метров разведанность падает до 35%, а ниже 3000 метров — до 10-11%. Эти запасы практически не тронуты: в интервале 1500-3000 метров они выбраны на 3%, а ниже 3000 метров — всего лишь на 0,2%.

87. Переход от преимущественной добычи низкозатратного «сухого» газа к добыче «жирного» газа неизбежен, что доказывается уверенным увеличением доли «жирного» газа в общей структуре добычи в динамике:

Добычу «жирного» газа сопровождает газовый конденсат, представленный смесью углеводородов от пропана и выше и являющийся ценным нефтехимическим сырьем.

88. Суммарные начальные ресурсы ачимовской толщи по газу оцениваются в 12,5 трлн. куб. м, из них 90% находится на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Наиболее значительные промышленные запасы углеводородов доказаны в пределах Уренгойского региона, где суммарные извлекаемые запасы газа составляют 2,9 трлн. куб.м и 645 млн тонн конденсата:

	Запасы АВС1+С2	Ресурсы С3
Газ, млрд. м3	2850	1350
Конденсат, млн. т	645	285
Нефть, млн. т	385	740

44% запасов углеводородов Уренгойского района сконцентрированы на лицензионных участках ООО «Уренгойгазпром».

Подготовленная сырьевая база ачимовских отложений Уренгойского региона позволяет уже к 2010 году довести ежегодную добычу газа до 50-60 млрд. куб.м. Таким образом, ресурсы ачимовской толщи являются существенным подспорьем сеномана, объемы добычи газа из которого ежегодно сокращаются.

89. По оценкам Министерства природных ресурсов РФ, в структуре запасов Ямало-Ненецкого автономного округа выделяется порядка 5,2 трлн. куб. м низконапорного газа. Добыча такого газа сопряжена со значительным увеличением затрат на поддержание давления в трубе. Решение этой проблемы лежит в плоскости производства электроэнергии и жидких продуктов газохимии в местах добычи. Однако в условиях падения дебитов «старых» месторождений такие решения ведут к еще большему снижению общих объемов поставляемого в транспортную систему газа.

90. Стратегическим приоритетным регионом добычи газа на долгосрочную перспективу являются полуостров Ямал и акватории северных морей России. Освоение месторождений этого региона требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне многолетне-мерзлых грунтов.

91. Согласно данным отчета Счетной палаты РФ за 2004 год, балансовый износ трубопроводов ОАО «Газпром» в 2004 году составил 57%, средний возраст трубопроводов составляет 24 года. При этом четверть трубопроводов полностью отслужили свой срок. Однако в силу небольшого возраста отрасли срок службы газопроводов постоянно увеличивается (от 30 до 35 лет), поскольку практически нигде они дольше еще не эксплуатировались, а запасы по прочности и надежности в процессе строительства устанавливались достаточно высокими. Данные по фактическому физическому состоянию газопроводов не являются публичными.

92. Для решения указанных проблем ОАО «Газпром» проводит второй этап внутренней структурной реформы, внедряет проектные принципы финансирования инвестиционных проектов, готовит к запуску электронную площадку для реализации газа по свободным ценам.

Изменение состава участников в отрасли

93. Независимые производители и нефтяные компании в настоящее производят 14% газа России. Объективные проблемы с поддержанием уровня добычи ОАО «Газпром» заставляют лидера отрасли всерьез закладывать в прогнозные газовые балансы увеличение доли добычи независимых производителей газа.

94. Рост цены на газ привлекает в отрасль и нефтяные компании. Вертикально-интегрированные нефтяные компании разрабатывают и активно внедряют проекты очистки и продажи попутного нефтяного газа (далее — ПНГ), ранее сжигавшегося на факелах. Развитие ситуации стимулирует и государственная политика по утилизации ПНГ (либерализация цен на сжиженные углеводородные газы, повышение штрафов за выбросы — сжигание на факелах, и т.п.).

95. Условное «соглашение о взаимном ненападении» между газовиками и нефтяниками нарушено. ОАО «Газпром» недвусмысленно заявил о своих интересах в нефтяной отрасли. Ответ не заставит себя ждать. Лукойл утвердил планы трехкратного роста добычи природного газа на ближайший год. ТНК-ВР, несмотря на противостояние с ОАО «Газпром» по вопросу Ковыктинского газоконденсатного месторождения, активно разрабатывает свою газовую стратегию на базе попутного нефтяного газа. Роснефть, наконец, получила политическую поддержку по вопросу разработки своих газовых залежей нефтяных месторождений.

96. За последний год практически все крупнейшие энергетические (нефтегазовые) компании мира заказали и провели аналитические исследования ближайших перспектив российского рынка газа. Активный интерес все чаще переходит в разработку вариантов стратегий вхождения на этот оформляющийся перспективный рынок. Иностранцев не пугает позиция государства, контролирующего права собственности на стратегические активы. И даже грубые действия по фактическому отъему части вложенных в разработку месторождений средств, молчаливо поддерживаемые российскими чиновниками, не могут заставить международные нефтегазовые концерны отказаться от интереса к этому сектору.

97. Либерализация рынка, рост цены, перспективы открытия доступа к отраслевой инфраструктуре привлекают к газовой отрасли внимание финансовых инвесторов: крупных российских финансово-промышленных групп, средних и мелких бизнесменов-авантюристов. Они начинают лихорадочно исследовать все сектора отрасли с целью найти наиболее эффективные точки входа в открывающиеся бизнес-возможности.

Формы и последствия организации рынка природного газа

98. Минэкономики РФ до конца 2005 года планирует подготовить проект постановления Правительства РФ по развитию рынка газа в России, предусматривающего его поэтапную либерализацию.

99. Минпромэнерго РФ создало комиссию по разработке механизмов либерализации, фактически занимающуюся согласительными процедурами по принятию Постановления Правительства РФ о разрешении ОАО «Газпром» торговать газом по свободной цене.

100. К процессу формирования торговой площадки (согласительным процедурам) вплотную приступили: МРГ (на базе электронной системы торгов, используемой для перебалансировки газа между региональными газовыми компаниями), Российское газовое общество (как политический орган, выражающий мнение производителей газа, далее — РГО), некоммерческое партнерство «Координатор рынка газа» (как объединение палат потребителей и производителей, претендующее на роль клирингового центра торговли, далее — КРГ).

101. РАО «ЕЭС России» участвует в процессе путем двусторонних переговоров с ОАО «Газпром» через свое представительство в НП «Координатор рынка газа» и через членство в биржевом совете Межрегиональной биржи нефтегазового комплекса, решения которого рассматриваются РГО.

102. Наиболее вероятной формой организации «рынка природного газа» в настоящее время является легализация процедур торговли электронной площадки МРГ путем создания видимости независимости этой площадки.

103. МРГ не заинтересован в повышении цен на природный газ в силу того, что даже существующие цены уже позволяют газу независимых производителей конкурировать с лимитным газом ОАО «Газпром» практически по всей территории России. Начало реализации газа ОАО «Газпром» по свободным ценам приведет к сокращению балансовых поставок лимитного газа, что может существенно сказаться на стабильности его поставок на предприятия РАО «ЕЭС России».

104. Ключевым требованием организуемой торговли является пропорциональное выставление на торги равного количества газа ОАО «Газпром» и газа независимых производителей. Доминирующее положение ОАО «Газпром» на образующемся рынке приведет к сокращению возможностей прямой реализации газа независимых производителей потребителям, в том числе тепловым электростанциям.

105. Возможной альтернативой может стать формирование рынка на базе информационно-аналитической и торгово-операционной системы
«Рынок продукции, услуг и технологий для электроэнергетики» РАО «ЕЭС России», основанной на принципах межфирменной торговли в сети Интернет «business-to-business».

106. В силу значительности фактора заинтересованности в отношениях энергетических корпораций, принципиальным моментом может стать независимость площадки и возможность удерживать эту независимость в процессе торговли. Такой аргумент может дать только организация, равносильная ОАО «Газпром» или РАО «ЕЭС России», и совершенно незаинтересованная в их бизнесе. Учитывая требования, предъявляемые торговой системе, такую роль может успешно сыграть Московская межбанковская валютная биржа под патронажем Центрального Банка РФ.

Краткие выводы по главе

107. Прогнозы Правительства РФ предполагают: рост объемов добычи природного газа, рост внутренней цены и увеличение роли независимых производителей газа в отрасли. Поддержание объемов добычи в отрасли потребует дополнительных инвестиций. Объемы и структура этих инвестиций будут зависеть от стратегии ОАО «Газпром» и позиции Правительства РФ по вопросам изменений в отрасли.

108. Переход от сеноманского газа к валанжинскому и ачимовскому, разработка месторождений Ямала и арктического шельфа значительно увеличат себестоимость природного газа и сдвинут центр прибыли в экономике газодобычи к производству жидких углеводородов. Однако ОАО «Газпром» при этом останется ведущим предприятием отрасли.

109. Серьезную конкуренцию ОАО «Газпром» могут оказать только новые игроки в случае формирования комплексной консолидированной позиции по вопросу реформы отрасли. Существующие предложения по реформе рынка газа не содержат революционных идей и их реализация приведет к дальнейшему усилению монопольных позиций ОАО «Газпром».

Вызовы газовой отрасли, встающие перед РАО «ЕЭС России»

Вертикальная интеграции топливно-энергетического цикла

110. Официально ОАО «Газпром» сегодня владеет примерно 10,5% акций РАО «ЕЭС России» (неофициальные оценки — 14-15%), чего вероятно будет достаточно, чтобы при приватизации получить контроль над двумя-тремя из шести ОГК и над ТГК, образуемой на базе Мосэнерго. Вероятно, основное внимание «Газпрома» привлекут ОГК-1, 2, 3 и 4, поскольку именно их мощности в наибольшей степени ориентированы на потребление газа.

111. Полагают, что на приобретение акций РАО «ЕЭС России» и Мосэнерго ОАО «Газпром» потратил более 2 млрд. долл.

112. В апреле 2005 года Вольфганг Скрибот, руководитель департамента корпоративного финансирования Газпромбанка, впервые рассказал, зачем ОАО «Газпром» энергоактивы. Основные тезисы были изложены в презентации с говорящим названием «В поиске конкуренции».

113. Стратегия развития ОАО «Газпром» на период до 2010 года содержит раздел — «Концепция превращения ОАО «Газпром» в газоэнергетическую компанию». Первый пункт в перечне конкретных мероприятий — передача на баланс «Газпромэнерго» энергоагрегатов, обеспечивающих электричеством газоперекачивающие станции на всех российских газопроводах; их суммарная мощность — свыше 20 МВт. «Не вызывает сомнений целесообразность приобретения Каргалинской ТЭЦ (Оренбургская обл.), Дзержинской ТЭЦ (Нижегородская обл.), Псковской ГРЭС, электростанции мощностью около 300 МВт на Урале, Ставропольской ГРЭС и ряда других». «Превращение федеральных электростанций в независимых производителей потребует перезаключения всех действующих договоров на поставки им газа. В этот период существует возможность отказаться от практики заключения договоров на поставки газа и перейти на заключение договоров по переработке газа, как давальческого сырья, в электроэнергию. В этом случае ‘Газпром’ будет являться собственником всей производимой из газа электроэнергии (около 330 млрд. кВт-час), его доходы вырастут в 2,5 раза против получаемых сегодня от реализации газа электростанциям».

114. В ОАО «Газпром» разработана программа строительства электростанций на период до 2010 года. За это время планируется построить пять электростанций общей мощностью 1230 МВт, и тогда общая выработка электроэнергии дойдет у ОАО «Газпром» до 10 млрд. кВт-ч.

115. Стратегия создания Газпромэнерго содержит следующие аргументы:

· если сравнить внутренние российские цены на газ и электроэнергию в пересчёте на энергетический эквивалент, стоимость электроэнергии в 8 раз превышает стоимость газа, в то время как технически обоснованное превышение должно составлять 4 раза. Таким образом, продавать электроэнергию для ОАО «Газпром» в два раза выгоднее, чем газ.

· ОАО «Газпром» уже имеет опыт производства электроэнергии, располагает технической базой и технологиями ее выработки в объеме около 1 млрд. кВтч в год.

116. Новая Юго-Западная ТЭЦ, о строительстве которой мэрия С.?Петербурга договорилась с ОАО «Газпром», будет конкурировать с ТГК № 1 (в аренду ТГК-1 сданы генерирующие активы Ленэнерго). Планируется, что ОАО «Газпром» получит не меньше блокирующего пакета новой станции. Первая очередь строительства стоимостью до 4 млрд рублей ориентирована на обеспечение теплом жилого комплекса «Балтийская жемчужина». Она будет включать в себя внешние инженерные сети и водогрейную котельную мощность 200 Гкал/час. Ввод очереди состоится к отопительному сезону 2007-2008 годов. Вторую очередь планируется ввести в 2009-2010 годы. Общий объем инвестиций в проект оценивается в $200-300 млн. в зависимости от мощности ТЭЦ и числа энергетических блоков. Срок окупаемости проекта предположительно составит 7-10 лет. Предполагается, что к 2009-2010 годам электрическая мощность станции составит 200 Мвт, тепловая — 600 Гкал/час. Участие ОАО «Газпром» непосредственно связано с заинтересованностью инвестора — корпорации «Синтез» — в стабильности поставок природного газа.

117. ОАО «Газпром» уже предложил выкупить блокирующий пакет акций ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» за 150 млн. долл. ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» — специальная компания, созданная в 2001 г. для реализации проекта по строительству 1 тыс. энергоблоков ГТУ мощностью 9 МВт каждый. В 2004 г. на восьми действующих блоках было произведено 139,4 млн. кВт-час электрической и почти 9 тыс. Гкал тепловой энергии.

118. Осенью 2005 года РАО «ЕЭС России» и ОАО «Газпром» начали обсуждать возможность обмена 10,6% акций энергохолдинга на контрольный пакет «Интер РАО ЕЭС». ЗАО «Интер РАО ЕЭС» — монопольный оператор экспорта российской электроэнергии и импорта зарубежной электроэнергии в страну. Компания контролирует Молдавскую ГРЭС, грузинскую генерирующую и сетевую компанию «Тэласи», «Электрические сети Армении», 50% акций Экибастузской ГРЭС-2 в Казахстане, 25% акций Северо-Западной ТЭЦ, 100% акций тепловой станции «Мтквари» и обладает правами на управление двумя ГЭС «Храмеси» до 2024 г., в Армении — Севано-Разданский каскад из семи ГЭС, «Армянские электрические сети» и права на управление 100% акций Армянской АЭС, в Молдавии — 51% акций Молдавской ГРЭС. Кроме того, «Интер РАО» получило 75% акций ЗАО «Сангтудинская ГЭС-1», которое занимается достройкой одноименной гидроэлектростанции в Таджикистане. 60% акций ЗАО принадлежит РАО «ЕЭС России», 40% — «Росэнергоатому». Возможной причиной такой сделки называют конфликты вокруг поставок природного газа на станции «Интер РАО». Так, с 1 ноября ОАО «Газпром» поднял стоимость газа для Молдавской ГРЭС с $60 до $86 за тысячу кубометров. В результате станция была вынуждена повысить отпускные тарифы на электроэнергию с $0,36 до $0,41 за 1 кВт•ч. Потребители Молдавии массово отказались от оплаты услуг ГРЭС, и станция прекратила отпуск электроэнергии.

119. Если в официальной концепции реформы электроэнергетики продекларирована необходимость выхода государства из генерации, то на практике газпромовская генерация в совокупности с атомными и гидроэлектростанциями, остающимися в государственной собственности, обеспечит долю госсектора в установленной энергетической мощности России ориентировочно до 55% (и более 70% — в европейской части страны).

120. В такой ситуации ОАО «Газпром» вряд ли стоит рассматривать как равноправного со всеми претендента на генерирующие мощности — приватизация интересующих компанию активов РАО «ЕЭС России» может быть организована «под клиента», так же, как это было сделано с продажей Юганскнефтегаза в пользу Роснефти.

121. Возможная цель экспансии ОАО «Газпром» — создание гарантированного рынка сбыта газа. При этом объединенная компания не будет заинтересована в формировании серьезных инвестиций в электро- и теплоэнергетическом бизнесе, а будет стремиться перераспределить основную прибыль в сторону поставщика газа.

122. Эксперты полагают, что энергосистема России технологически защищена от локальных энергетических катаклизмов, что позволяет отключать отдельные генерирующие мощности без ущерба для потребителей. В такой системе возможно использование ОАО «Газпром» следующих механизмов конкурентной борьбы: непоставка газа или отключение от трубы поставщика электростанции, неподконтрольной газоэнергетическому монополисту, ценовое давление ОАО «Газпром» на потенциальных конкурентов.

123. ФАС направила в Правительство письмо «О рисках вертикальной и горизонтальной интеграции в электроэнергетике» с предложением продавать не более одной оптово-генерирующей компании (ОГК) в одни руки. Более того, ФАС предлагает не продавать владельцам ОГК территориальные генерирующие компании (ТГК), которые расположены в регионах присутствия оптовых компаний.

Долгосрочные контракты на газ

124. Введение в концепцию реформы РАО «ЕЭС России» понятия «регулируемых двусторонних договоров» привело к необходимости проработки Правительством РФ вопроса о возможности и условиях заключения долгосрочных договоров на поставку топлива энергопредприятиям. Возможное несоответствие сроков договоров поставки электроэнергии и топлива, необходимого для ее выработки значительно повышает как финансовые (санкции за не выполнение договоров), так и системные риски (надежность поставок, качество электроэнергии, сохранность инфраструктуры).

125. Решением заседания Правительства РФ в декабре 2004 года всем профильным министерствам (при координации со стороны Минпромэнерго РФ) поручено проработать вопрос о возможности и условиях заключения долгосрочных договоров на поставку топлива, включая порядок расчета цен.

126. Наличие рисков контрактной несбалансированности, а также отсутствие долгосрочной топливной стратегии мешает РАО «ЕЭС России» привлечь в отрасль значительные инвестиции. Долгосрочный контракт на поставку топлива позволяет не только страховать резкие колебания цены, но в первую очередь обеспечивает надежность его поставок. Наличие таких контрактов позволяет заключать долгосрочные договора с потребителями электроэнергии (например, на условиях take-or-pay) и тем самым гарантировать инвестиции в строительство новых энергетических объектов, необходимых для выработки и транспорта этой энергии.

127. Заключать долгосрочные договоры на поставку газа электростанции могут как с ОАО «Газпром», так и с независимыми производителями. Но ОАО «Газпром» пока не готов допустить других поставщиков к трубопроводу, зато сам заинтересован в заключении долгосрочных договоров на особых условиях. ОАО «Газпром» выдвинул следующее условие подписания долгосрочных соглашений с энергетиками — фиксация в них формулы индексации цены на газ. Причем эта формула должна быть такова, чтобы для энергетиков цены на газ росли опережающими темпами по сравнению с другими потребителями.

128. Именно на принципе take-or-pay построены все экспортные контракты ОАО «Газпром». Внутри России также существуют прецеденты долгосрочных договоров на поставку газа. Однако максимальный срок договора о доступе к ГТС до сих пор составляет один год. Это значит, что договор поставки газа ежегодно пересматривается по результатам перезаключения договора на доступ.

Система газоснабжения как критический фактор загрузки станций

129. Ежегодная двусторонняя процедура утверждения лимитов на газ между РАО «ЕЭС России» и ОАО «Газпром» включает жесткое закрепление за конкретными тепловыми станциями фиксированных объемов газа по регулируемой цене. При распределении газа ключевым фактором часто является не эффективность выработки электроэнергии на станциях (эффективность генерирующих мощностей значительно различается), а желание региональных компаний МРГ поставлять те или иные объемы газа (по словам ОАО «Газпром», наличие технологической возможности поставок в данном регионе).

130. Любое отклонении фактических показаний потребления газа ОАО «Газпром» от плановых всегда ложится бременем только на потребителя. Фактически отсутствует легальная возможность оперативно перебросить неиспользованные лимиты газа с одной станции на другую, из одного периода времени в другой.

Влияние системы государственного регулирования цен на газ

131. Статья 424 Гражданского кодекса РФ предусматривает использование государственного регулирования цен (тарифов) в предусмотренных законом случаях.

132. Статья 4 Закона «О естественных монополиях» определяет транспортировку газа по трубопроводам к сфере деятельности субъектов естественных монополий. На основе этого государственное регулирование тарифов на такие услуги относится к полномочиям государственного органа исполнительной власти в области регулирования тарифов.

133. Статья 6 Закона «О естественных монополиях» допускает, что органами регулирования естественных монополий могут применяться следующие методы регулирования:

· ценовое регулирование, осуществляемое посредством определения (установления) цен (тарифов) или их предельного уровня;

· определение потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию, и (или) установление минимального уровня их обеспечения в случае невозможности удовлетворения в полном объеме потребностей в товаре, производимом (реализуемом) субъектом естественной монополии.

134. Закон «О газоснабжении в РФ» фиксирует, что Правительство РФ устанавливает принципы формирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке. Кроме того, Законом предусмотрено, что по решению Правительства РФ регулирование тарифов на услуги по транспортировке газа 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

135. При государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по транспортировке газа учитываются экономически обоснованные затраты и прибыль, а также уровень обеспечения организаций — собственников систем газоснабжения финансовыми средствами на расширение добычи газа, сети газопроводов и подземных хранилищ газа.

136. Конкретизация положений Закона «О газоснабжении» осуществлена в «Основных положениях формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории РФ», утвержденных Постановлением Правительства РФ от 29.12.00 г. № 1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории РФ».

137. «Основные положения» вводят понятие «утвержденная в установленном порядке плата за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям поставщиками газа, взимаемая сверх регулируемой оптовой цены на газ». В соответствии с «Основными положениями», регулирование оптовых цен на газ и платы за снабженческо-сбытовые услуги не распространяется на независимых поставщиков газа.

138. Таким образом, цена на газ, поставляемый ОАО «Газпром», для конечного потребителя формируется из регулируемых оптовой цены на газ, тарифов на услуги по его транспортировке по газораспределительным сетям и платы за снабженческо-сбытовые услуги.

139. Общий уровень повышения уровня оптовой цены на газ определяется Правительством РФ при принятии трехлетнего Прогноза социально-экономического развития РФ, но может корректироваться на основе обращений ОАО «Газпром». Оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и тарифы на транспортировку газа независимых производителей устанавливаются Федеральной службой по тарифам обычно один раз в год, однако по просьбе ОАО «Газпром» они могут пересматриваться чаще.

140. Оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям регулируются Федеральной Службой по тарифам РФ. В соответствии с приказом ФСТ от 3 декабря 2004 г. № 229-Э/15 оптовые цены установлены по XI поясам раздельно для промышленности и населения.

141. В настоящее время средневзвешенная оптовая цена на газ за 1 тыс. м3 для промышленности составляет 1064 руб. (без НДС), для населения — 785 руб. (без НДС).

142. Динамика и прогнозы средневзвешенных оптовых цен на природный газ представлены на следующем графике:

руб./тыс.м3	Промышленность	Население	Энергостратегия РФ	Прогноз МЭРТ
Март 1999	262	192
Ноябрь 1999	310	198
Май 2000	371	228
Январь 2001	437	228
Март 2001	437	284
Февраль 2002	525	341
Июль 2002	604	400
Январь 2003	725	400
Февраль 2003	725	494	725
Январь 2004	870	593	844
Январь 2005	1 064	785	975	1 064
Июнь 2006			1 160	1 181
Июнь 2007			1 340	1 276
Июнь 2008			1 521	1 365
Июнь 2009			1 702
Июнь 2010			1 882

143. Согласно принятой Энергетической стратегии России на период до 2020 г. обеспечение необходимого роста инвестиций требует повышения цен на газ до 40 — 41 доллара США за 1000 куб. м к 2006 году и (прогнозно) до 59 — 64 долларов США за 1000 куб. м в 2010 году (без НДС, оплаты транспортировки газа по газораспределительным сетям и снабженческо-сбытовых услуг).

144. В настоящее время тарифы на услуги по транспортировке газа независимых производителей регулируются приказом ФСТ от 30 августа 2005 г. № 401-Э/1. Тариф на услуги транспортировки по системе магистральных газопроводов ОАО «Газпром» газа, добываемого организациями, не являющимися аффилированными лицами ОАО «Газпром», установлен в размере 23,84 руб. за 1000 куб.м на 100 км (без НДС).

145. Динамика тарифов на услуги по транспортировке газа представлена на следующем графике:

Сделки поставки природного газа с доминирующим продавцом

146. Классический рынок с доминирующим поставщиком чреват необоснованным завышением цены реализации товара, неэффективным распределением товара по рынку и использованием фактора надежности поставок (наличия товара) в качестве механизма давления на потребителей.

147. В настоящее время происходит переход от механизма монопольной реализации природного газа к псевдо-свободному рынку. Действующий механизм монопольной реализации природного газа имел противовес в виде системы государственного регулирования цены товара, тарифа на транспортировку и процедуры урегулирования вопроса доступа к инфраструктуре. Существовавшая система государственного регулирования была, безусловно, несовершенна, но происходящие изменения структуры поставок без соответствующей адаптации процедур контроля делают ее все более не эффективной.

148. ОАО «Газпром» открыто заявляет, что РАО «ЕЭС России» не просто зарабатывает на регулируемых ценах на газ, но и ломает ОАО «Газпром» экспортный бизнес. ОАО «Газпром» беспокоит, что произведенная на дешевом российском газе электроэнергия будет экспортироваться в близлежащие страны и это приведет к приостановке спроса на российский газ в соседних государствах. Речь, прежде всего, идет о Северо-Западной ТЭЦ и Калининградской ТЭЦ-2.

149. По мнению председателя правления ОАО «Газпром» Алексея Миллера, ввод Северо-Западной ТЭЦ, вся электрическая энергия которой экспортируется, «привел к полной остановке экспорта природного газа в Финляндию». ОАО «Газпром» оценивает упущенную выгоду от поставок газа по регулируемым ценам на станцию в размере 1,8 млрд. руб. в год. В 2004 году поставки газа в страну составили 4,95 млрд. куб.м. В 2005 году, согласно контракту, экспорт газа в Финляндию запланирован в объеме 5,2 млрд.куб.м.

150. Поставки газа в Калининградскую область сейчас составляют 640 млн. куб.м в год, которые идут транзитом через территории Белоруссии и Литвы. По расчетам ОАО «Газпром» при транзите газа в Калининград компания терпит убытки 6 долл. с каждой тысячи кубометров (примерно 4 млн. долл.). Тем не менее, на уровне Правительства РФ объем поставок в 2006 году согласован на уровне 1,05 млрд. куб.м. В октябре 2005 года введен в эксплуатацию первый блок Калининградской ТЭЦ-2, который потребляет 600 млн. куб. в год. Запуск второго блока запланирован на 2009 год. По словам Алексея Миллера, строительство второго блока позволит начать экспорт энергии и, соответственно, конкурировать с газпромовскими продажами в прибалтийских странах. Эффект может быть заметно усилен планами концерна довести цены на газ для прибалтийских потребителей до европейского уровня в течение двух лет. Кроме того, «Газпром» не хотел бы создавать новые газотранзитные мощности на территории Литвы и Белоруссии, а действующие после увеличения объема поставок работают «на пределе возможностей».

151. В настоящее время как на страновом, так и на отраслевом уровне отсутствуют механизмы государственного контроля, позволяющие эффективно реализовывать государственные стратегии в изменившихся экономических, технологических и социальных условиях. Единственным действующим механизмом остается признать государственное участие в капитале. Однако эффективность этого рычага сохраняется на традиционно низком уровне.

152. В условиях официальной стратегии либерализации и дерегулирования, перехода на рыночные механизмы экономического баланса и саморегулирование бизнеса на практике в отрасли усиливается монополизация, вертикальная интеграция и частно-государственное давление потенциально конкурентных субъектов бизнеса. Требуется разработка и внедрение на законодательном уровне новых принципов государственного контроля, стимулирования развития и стратегической координации сфер бывших естественных монополий.

Децентрализация спроса на газ

153. Политическая и экономическая роль РАО «ЕЭС России» в жизни страны была сравнима с ролью ОАО «Газпром». Руководители обеих монополий имели возможность непосредственно апеллировать в своих спорах к первым лицам государства. Отсутствие значимых альтернативных поставщиков производимой ими продукции являлось сильным инструментом урегулирования вопросов с любыми субъектами в РФ. Сильна была взаимная зависимость компаний.

154. Результатом реформы РАО «ЕЭС России» является формирование свободного рынка электроэнергии с большим количеством самостоятельных поставщиков. Согласно принятой идеологии в ближайшее время ликвидируется координирующий центр холдинга, и новые акционеры генерирующих компаний встают перед необходимостью выстраивания отношений по вопросам топливообеспечения без былого административного ресурса и эффекта масштаба.

155. Не исключено, что в борьбе за более выгодные условия поставки, новые генерирующие компании вынуждены будут конкурировать между собой на рынке доминирующего производителя — ОАО «Газпром». Это может ухудшить и без того не выгодное положение потребителей.

156. Федеральный механизм выделения лимитов на поставку газа по регулируемой цене будет переведен в русло стандартной региональной процедуры. Это приведет к снижению гарантий сохранения ежегодных объемов поставки, увеличению зависимости станций от региональных компаний по реализации газа и МРГ в целом и в результате к увеличению прямых и хеджирующих затрат станций на топливообеспечение.

Монопольный контроль за инфраструктурой транспорта и хранения газа

157. ОАО «Газпром» является собственником большинства магистральных газопроводов в России общей протяженностью 153,3 тыс. км, которые в свою очередь сдает в аренду дочерним газотранспортным предприятиям.

158. Через свою дочернюю структуру ОАО «Газпромрегионгаз» ОАО «Газпром» владеет долями в 164 из 318 региональных газораспределительных организаций, которые оказывают услуги по транспортировке газа по 80% газораспределительных сетей страны.

159. ОАО «Газпром» является монополистом по предоставлению услуг по хранению газа в подземных хранилищах. Хотя этот вид деятельности не относится к видам деятельности, непосредственно регулируемым государством, формально цены на услуги по хранению газа подлежат государственному контролю с точки зрения антимонопольного законодательства. Внутренние расчетные тарифы на хранение газа для разных газотранспортных организаций ОАО «Газпром» составляют от 5 до 53 рублей за тыс. куб.м. в месяц.

Услуга хранения газа для внешних пользователей не регламентирована — регламент ее оказания отсутствует. Однако в связи с проблемами невыборки газа независимых из ГТС ОАО «Газпром» установил тарифы за закачку и отбор газа из хранилищ. Стоимость закачки колеблется от 95 до 260 руб. за тыс.куб.м, стоимость отбора от 16 до 42 руб. за тыс.куб.м. Тарифы используются исключительно для взимания дополнительных штрафов за невыборку/перевыбор газа из ЕСГ и не имеют прямого отношения к реальным процессам в хранилищах.

По оценкам самого ОАО «Газпром» величина внешних тарифов превышает внутренние тарифы в 1,4 раза, однако методика оценки остается неясной.

Краткие выводы по главе

160. Интересы ОАО «Газпром» в тепло- и электроэнергетике связаны не только с необходимостью повышения надежности энергоснабжения компании. Официальная позиция ОАО «Газпром» состоит в построении вертикально-интегрированного энергетического бизнеса, способного конкурировать на образующемся рынке как внутри России, так и за рубежом. В условиях отсутствия реальной топливной конкуренции такая интеграция может привести к рыночному доминированию энергетических предприятий ОАО «Газпром» и расширению монополии на отрасли энергогенерации. Такой сценарий может дискредитировать результаты реформы электроэнергетики.

161. Организация системы коммерческих долгосрочных контрактов может привести к увеличению стабильности в топливно-энергетическом комплексе и экономике страны в целом. Однако отсутствие доброй воли со стороны ОАО «Газпром» ставит под вопрос эту реализацию этой концепции.

162. Эффективность производства тепловой и электрической энергии в стране значительно зависит от гибкости поставок топлива. Отсутствие в системе поставок газа ОАО «Газпром» элементов обеспечения требуемых гибкости и надежности поставок может привести потребителей к необходимости самим формировать эти элементы в как форме коммерческих соглашений, так и в форме специальных организационных комплексов по топливообеспечению.

163. Регулируемая государством цена на газ уже превысила уровень, предусмотренный долгосрочными планами Правительства РФ. В комплексе с высокой экспортной ценой это позволило независимым производителям газа расширить рынки реализации своей продукции. Однако несогласованность планов реформы газовой отрасли и электроэнергетики в вопросах ценового регулирования может привести серьезным проблемам в реализации последней.

164. Текущие условия хозяйствования перестают соответствовать действующим механизмам государственного регулирования. Наличие значительного доминирования ОАО «Газпром» на рынке топлива позволяет сделать предположения о том, что в случае критического падения экспортных цен на газ, Правительство РФ вынуждено будет прибегнуть к чрезвычайным (не предусмотренным действующей системой регулирования) мерам по стабилизации экономики страны.

165. Рыночное доминирование ОАО «Газпром» в секторе реализации природного газа усугубляется слаборегулируемым со стороны государства, монопольным положением в секторах транспорта, хранения и распределения.

Существующие условия поставки газа на станции РАО «ЕЭС России»

Анализ ситуации на генерирующих станциях

166. В рамках настоящего исследования проведен анализ комплекта первичных документов, регламентирующих процедуры газоснабжения ряда станций, перечень которых был определен решением Комитета по аудиту при Совете Директоров РАО «ЕЭС России».

167. Целью анализа являлось описание типичных схем газоснабжения генерирующих компаний электроэнергетики для классификации ключевых вызовов со стороны газовой отрасли.

168. Проанализированы документы, представленные двенадцатью станциями. Ниже в квадратных скобках указан «тикер» станции, используемый в дальнейшем для ссылки на нее. В круглых скобках указана организационная принадлежность станций за период анализа.

[КРШ] — Киришская ГРЭС (БЕ-1, ОГК-6, Ленэнерго)

[КРГ] — Курганская ТЭЦ (БЕ-2, ТГК-10, Курганэнерго)

[НВР] — Нижневартовская ГРЭС (БЕ-2, ОГК-1, Тюменьэнерго)

[ПРМ] — Пермская ГРЭС (БЕ-2, ОГК-1)

[РЗН] — Рязанская ГРЭС (БЕ-1, ОГК-6, Рязаньэнерго)

[СМР] — Самарская ГРЭС (БЕ-2, ТГК-7, Самараэнерго)

[СРТ] — Саратовская ГРЭС (БЕ-2, ТГК-7)

[СРД] — Среднеуральская ГРЭС (БЕ-1, ТГК-9, Свердловэнерго)

[СТВ] — Ставропольская ГРЭС (БЕ-2, ОГК-2)

[СГ1] — Сургутская ГРЭС-1 (БЕ-2, ОГК-2, Тюменьэнерго)

[СГ2] — Сургутская ГРЭС-2 (БЕ-2, ОГК-4, Тюменьэнерго)

[Т27] — ТЭЦ-27 (БЕ-1, Мосэнерго)

Проблемы анализа

169. Эффективность проведенного анализа пострадала по приведенному ниже ряду причин. На основании полученного опыта анализа можно сделать ряд выводов и методических рекомендаций, как по дальнейшему проведению подобных исследований, так и по организации информационных систем, процедур учета и отчетности.

170. Выборка станций не репрезентативна. Критерии выборки не публичны. Не рассматриваются средние и мелкие станции — потребители газа. Исключены из рассмотрения генерирующие компании в локальных газовых системах. При общем потреблении выбранных станций в 28 млрд.куб.м за 2004 год объем поставок на коммерческих условиях составил 65%. При этом средневзвешенная цена поставки коммерческого газа была на 20% выше регулируемой.

ть методическую последовательность. Это позволяет использовать данные предыдущих исследований для сравнения масштабов и выявления динамики характерных показателей. Для этого при постановке задач необходимо фиксировать основные положения уже использованных методик.

171. Представлены не полные наборы данных. Представленные документы часто не содержат значимых факторов. Отдельные значимые факты не отражены официально, и вывод об их существовании можно делать только по косвенным данным.

Ни одна станция не представила информацию о распределении долей рынков их продукции в регионе их деятельности. В ситуации активного развития бизнеса газовых котельных и газотурбинных установок, финансируемого производителями природного и попутного нефтяного газа отсутствие контроля над ситуацией может привести к постепенной потере локальных рынков и вытеснении продукции станций в удаленные регионы. Рынок (электроэнергии и тепла) для станций пока ассоциируется только с возможностью дополнительного заработка и несет, как правило, в себе (в их понимании) проблем конкуренции.

Рекомендация! Провести 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.

172. Станции крайне не охотно направляли акты поставки газа, отражающие фактическое положение дел. Некоторые станции решили прислать договора, только в демонстрационных целях — только на 10% объема поставок или с вымаранными условиями.

Представленная статистика поставок (отчеты) зачастую противоречит первичным документам (договорам и актам, если они представлены).

Внутренние процедуры либо отсутствуют, либо не выполняются, поскольку представлено весьма скудное их описание. Отсутствие явных правил планирования потребления, заключения договоров, контроля их исполнения, анализа результатов значительно повышает риски всего процесса газоснабжения.

Рекомендация! На базе действующих технологических и методических рекомендаций и нормативных процедур каждой генерирующей компании разработать и утвердить свод внутренних процедур газоснабжения, с введением ответственных лиц, сроков и методик контроля.

173. Значительная проблема заключается в отсутствии единых терминов и форматов представления данных. Например, на первый взгляд простой термин «средняя цена газа на станции» может быть истолкован в ходе подготовки отчетности разными станциями шестью разными способами:

— цена газа по договору,

— регулируемая цена газа,

— средневзвешенная цена всех поставок,

— сумма оплат отнесенная к объему потребленного газа по договору,

— тоже, но с учетом НДС,

— тоже, но за вычетом расходов на транспорт по сетям ГРО.

При этом практически ни один исполнитель не указал, что он имел в виду.

Рекомендация! Сформировать стандарты документооборота и отчетности по вопросам газоснабжения, которые могут быть использованы и после завершения реформы энергетики, в частности в целях планирования и координации функционирования инфраструктуры энергосистемы.

174. Использованный формат исследования не предполагал динамического изменения фокуса анализа. В большинстве случаев значимую роль в ситуации играют прочие факторы, анализ которых возможен при выходе выше (отношения на уровне региона, политика федеральных холдинговых компаний) или ниже (интересы менеджмента станции) предмета анализа. Представленные данные не позволяют обоснованно описать «серую» область отношений — отношения субъектов, не фиксируемые в официальной отчетности.

Модели отношений

175. Наиболее общая модель настоящего анализа включает следующих субъектов:

ОАО «Газпром» — выдает доступ к ГТС, заключает договора транспортировки, влияет на цену транспортировки газа.

ООО «Межрегионгаз» — осуществляет поставки газа по регулируемой цене (процедура выделения лимитов, процедура установления регулируемой цены). 100% дочерняя компания ОАО «Газпром».

Региональная компания по реализации газа (регионгаз) — заключает и реализует договора на поставку газа по регулируемым и нерегулируемым ценам (Поставщик). Обычно контролируется ООО «Межрегионгаз».

Независимый продавец газа — заключает и реализует договора на поставку газа по нерегулируемым ценам от своего имени (Поставщик). «Независимый» — означает формально не относящийся к холдингу ОАО «Газпром».

Газораспределительная организация (ГРО) — транспортирует газ от магистрального газопровода по сетям низкого давления до Потребителя.

Покупатель — приобретает газ у Поставщика; обычно является Потребителем или имеет Потребителя в своей организационной структуре.

Агент — помогает Покупателю заключить выгодный договор на поставку газа.

Потребитель — непосредственно сжигает газ в производственном цикле.

Приведенные выше характеристики субъектов не являются обязательными или достаточными, и изложены лишь для введения интуитивно-понятного списка субъектов.

176. В рамках анализа были рассмотрены следующие частные случаи этой модели:

__________________________________________________________________

________________________________________________________________

Договорная компания

177. Регионгаз заключает договор поставки газа с Покупателем по форме Регионгаза. Несогласный с положениями договора Покупатель имеет право оформить Протокол разногласий. Однако жесткая привязка сроков заключения договора к компании по согласованию лимитов и собственно к срокам начала поставок газа вынуждает Покупателя идти на подписание невыгодного договора в надежде согласовать разногласия в последствии. Успешное достижение компромисса закрепляется Протоколом согласования разногласий.

178. Описанные документы играли важную роль не только во взаимоотношениях Поставщика и Покупателя газа, но и во внутрихолдинговых отношениях российских монополий. Вероятно, протоколы появились после введения обязательной типовой формы договора поставки со стороны МРГ. Регионгазы вынуждены были заключать типовой контракт с Потребителем (даже если сами были не согласны с его содержанием) и направлять его в холдинговую компанию. Все нелепости и ошибки московских юристов МРГ обходили путем подписания Протоколов согласования.

Станции, со своей стороны, могли продемонстрировать РАО «ЕЭС России», что «бились на смерть» в форме Протокола разногласий. Подписывая его, регионгаз не соглашается на условия Покупателя, а лишь подтверждает наличие разногласий в уже подписанном сторонами договоре поставки.

Представленные по запросу документы станций содержат большое количество Протоколов разногласий, подписанных обеими сторонами, гораздо меньшее количество Протоколов согласования разногласий с регионгазом, и совсем отсутствуют подобные документы в договорной работе станций с независимыми продавцами газа.

179. Существующая практика заключения договоров поставки газа носит ультимативный характер со стороны предприятий ОАО «Газпром». Реформа РАО «ЕЭС России» приведет к усилению этих тенденций. Так в настоящее время типовыми условиями таких договоров являются:

· авансовые условия оплаты поставляемого газа: преобладает револьверный аванс с окончательным расчетом по окончанию срока поставки;

· даже при регулярных поставках значительных объемов и хорошей платежной истории, факт произведенной оплаты фиксируется только по поступлению денег на счет Поставщика;

· требование равномерного отбора газа в течение месяца с правом запросить изменения месячного объема не позднее 15 дней до начала поставки;

· обязательность учета количества и качества газа по приборам Поставщика, даже если они установлены на входе в транзитные газораспределительные сети;

· право Поставщика взыскать оплату поставленного газа в безакцептном порядке со счета Потребителя;

· срок договоров с регионгазами не превышает один год, в то время как независимые продавцы заключают договора на пять и более лет, с фиксированными обязательствами по объемам поставки;

· При невыполнении Покупателем обязанности по возврату подписанного акта об объеме поставленного газа, основанием проведения взаиморасчетов считаются объемы газа, указанные в оперативной информации и утвержденные месячным балансом ЦПДД ОАО «Газпром»;

· Поставщик или ГРО имеет право один раз в год прекратить поставки газа на срок до 48 часов.

· Поставщик, в целях ликвидации возможности самовольного подключения покупателя к газопроводу без разрешения Поставщика и ГРО, вправе установить на газопроводе Покупателя заглушку, либо вырезать часть газопровода;

180. С точки зрения положительного опыта заключения договоров поставки газа, следует отметить следующие положения реально представленных договоров:

· Покупатель обязуется принимать не менее 85% от заявленного месячного объема газа при условии выбора полного объема договора;

· Объемы могут быть изменены по общему решению сторон по письменной заявке не позднее чем за 5 суток до начала месяца поставки;

· Невыбранный в выходные и праздничные дни объем газа может быть отобран Покупателем в последующие рабочие дни;

· Газ актируется по каждой электростанции (при подписании договора на группу станций), но учет потребляемого объема ведется агрегировано. Покупатель имеет право перераспределять лимиты между станциями;

· В случае необходимости, допускается неравномерная поставка газа по диспетчерскому графику или по согласованию Сторон.

· При недовыборе Покупателем договорных объемов газа или при сверхдоговорном отборе за месяц, Поставщик имеет право изменять договорные объемы газа до фактического газопотребления без согласования Сторонами с последующим их письменным уведомлением.

Рекомендация! Организовать широкое внутрикорпоративное обсуждение успешных практик заключения договоров и типовых проблем с вариантами их решения. Разработать внутренние методические рекомендации по договорной работе в топливообеспечении с целью одновременного масштабного внедрения всеми генерирующими компаниями. В частности, включить в них следующие положения, принятые в международной практике (детальнее смотри Приложение «Уроки международных контрактов ОАО «Газпром» для российских потребителей»):

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

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

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

4. 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.

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

6. Необходимо отдавать предпочтение долгосрочным контрактным схемам.

7. 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).

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

При внедрении указанных рекомендаций активно использовать существующие юридические, государственные и административные механизмы, такие как антимонопольное регулирование, процедуры регулирования естественных монополий, судебная практика.

Роль газораспределительной организации

181. Наличие в схеме газораспределительной организации значительно осложняет взаимные отношения сторон. ГРО является локальным монополистом в своей сфере бизнеса и использует те же приемы, что и монополисты глобальные, начиная от перекрестного субсидирования поставок, заканчивая «отсутствием технической возможности транспортировки заявленных объемов».

182. Пара «Регионгаз — ГРО, контролируемое ОАО «Газпром» безраздельно доминирует на местном рынке газа. Независимым продавцам требуется серьезные аргументы, чтобы дойти со своим газом до конечных потребителей. Вероятно, таким аргументом могут быть значительные объемы газа, реализуемые Регионгазу по взаимоприемлемым ценам.

Оплата поставок, агрегация спроса

183. «Классическая» модель поставок в общем случае дает потребителям определенную свободу выбора.

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________Рекомендация! Генерирующим компаниям (в частности ОГК, ТГК) целесообразно заключать единые договора на поставку газа на группу станций (агрегация спроса). Развитием этого может стать появление в структуре генерирующих компаний отдельных подразделений (предприятий) отвечающих за газоснабжение станций. Такие подразделения не являются бизнес-единицами, поскольку целью их является не получение прибыли на рынке газа, а обеспечение надежности поставок газа основному бизнесу (хеджирование), в том числе за счет заключения страховых и прочих затратных соглашений.

Эффективность деятельности по организации газоснабжения отдельных генерирующих компаний можно значительно повысить, организовав координацию всех процессов (заключение договоров, контроль поставок, перераспределение объемов, централизация расчетов) на различных уровнях (между отдельными станциями, между генерирующими компаниями, на уровне холдинга).

184. Из представленных документов не видно причин и последствий организации дополнительных поставок газа по регулируемым ценам. При этом стороны не фиксируют в актах факт перебора газа: либо организуют «договоренности о дополнительных поставках» задним числом по факту поставок, либо просто не включают в счета к оплате штрафные коэффициенты.

185. Из представленных документов нельзя сделать твердых выводов, но согласно не подтвержденным экспертным оценкам дополнительные поставки газа оплачиваются по схемам, не представленным к анализу.

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________186. Исходя из предположения что станция потребляет 600 млн.куб.м в год (или примерно 2 млн.куб.м. в сутки), а неравномерность составляет 10% от суточного потребления (примерно 200 тыс.куб. м) экспертная оценка порядков затрат без учета технологического обслуживания по вариантам механизмов компенсации такой неравномерности приведена ниже:

Вариант	Капитальные затраты, млн. руб	Текущие затраты, млн. руб. в год
Покупка сверхлимитного газа с премией 50%	0	30
Хранение в газгольдере при давлении 10 атм.	20 — 30	0
Хранение СПГ с учетом сжижения	50 — 60	12

Договор транспортировки газа по сетям ГРО

187. Существуют три основные формы заключения договора на транспортировку газа по сетям ГРО:

· трехсторонний договор (Регионгаз, ГРО, Потребитель): Потребитель оплачивает поставу газа в два адреса — цену газа и ПССУ на счет регионгаза, тариф ГРО на счет ГРО.

· договор поставки и поручения: Потребитель приобретает газ и поручает регионгазу заключить с ГРО договор транспорта газа до Потребителя.

· прямой договор транспорта газа: Потребитель раздельно заключает договор поставки с регионгазом и договор транспорта с ГРО.

Классификация субъектов и видов поставок

188. Итак, анализ моделей выявил следующие виды поставок газа^[6]:

Лимитные поставки — поставки газа по цене регулируемой государством. Цена лимитного газа на станции складывается из регулируемой оптовой цены, платы за снабженческо-сбытовые услуги и платы за транспорт по газораспределительным сетям. Цена корректируется на величину отклонения фактической калорийности газа. Договорной объем лимитных поставок определяется в результате процедуры согласования лимитов. Лимитные поставки осуществляются за счет газа, добытого холдингом ОАО «Газпром».

Дополнительные (к лимитным) поставки — обычно поставки газа по цене регулируемой государством, на условиях ранее заключенного договора лимитных поставок в объеме, превышающем объем лимита. Объем дополнительных поставок формально определяется соглашением сторон договора лимитных поставок, фактически обычно фиксируется факсограммой МРГ. Дополнительные поставки могут быть осуществлены (редко) за счет невыбранного газа регионгаза и (чаще) за счет выделения дополнительных объемов на уровне МРГ. Формально дополнительные поставки могут осуществляться и к коммерческим договорам, на условиях и по ценам этих договоров.

Коммерческие поставки — поставки газа по цене и в объемах определяемых соглашением сторон (договором).

189. Все поставки (дополнительные и коммерческие) сверх объемов утвержденных лимитом назовем сверхлимитными. Однако обычно этот термин используется только для дополнительных объемов поставок Регионгаза.

190. При классификации поставок в разрезе поставщиков можно увидеть, что каждый из перечисленных видов поставок может осуществляться как Регионгазом, так и коммерческой компанией — независимым продавцом газа. Тогда структура возможных форм поставок будет выглядеть следующим образом:

— Регионгаз:

— лимитный и дополнительный газ — по регулируемой цене

— коммерческий и дополнительный газ — по нерегулируемой цене

— Независимый продавец газа:

— «лимитный» и дополнительный газ — по цене равной цене лимитного газа

— коммерческий и дополнительный газ — по цене, выше цены лимитного газа

191. В виде независимого продавца газа может выступать как независимый производитель газа, так и посредник любой формы, в том числе действующий в интересах Регионгаза. В связи с этим выделим три специальные формы поставки, являющиеся частными случаями поставок формально независимых продавцов:

— Независимый производитель газа — компания, добывающая поставляемые объемы газа на месторождении или получающая их с газоперерабатывающего завода в результате переработки добытого ей попутного нефтяного газа.

— «Шиппер» — компания, приобретающая поставляемые объемы газа в точке, удаленной от точки поставки, и транспортирующая газ по системе магистральных газопроводов.

— «Синяк» — компания-посредник, приобретающая газ непосредственно у поставщика газа в данном регионе, используемая исключительно для дополнительного вывода прибыли из схемы поставок.

192. Отдельно стоит упомянуть о том, что прибыль может выводится не непосредственно из уплаченной цены реализации газа, но и в качестве оплаты дополнительных услуг. В частности, широко используется схема оказания агентских услуг по организации дополнительных к лимитным поставок по регулируемой цене. Агент получает свое вознаграждение, в размере до 30% от общей стоимости поставок, сразу после организации соглашения о таких поставках — не дожидаясь собственно их реализации. Факт организации может выражаться как в выделении дополнительных лимитов (например, на год), подписании дополнительных соглашений о доп.поставках, так и просто в получении факсограммы МРГ о выделении таких дополнительных объемов конкретному Покупателю.

Транспорт газа

193. Полная^[7] техническая модель транспорта газа от Производителя до Потребителя состоит из следующих частей:

— магистральный трубопровод;

— магистральный трубопровод-отвод;

— газораспределительная станция;

— сеть газораспределительной организации;

— подводящий газопровод Потребителя;

— газоредуцирующий пункт;

— пункт (система) подготовки газа;

— производственная линия подачи газа.

194. Стоимость транспорта газа ОАО «Газпром» по магистральным трубопроводам и магистральным трубопроводам-отводам включается в регулируемую цену. Транспортный тариф для газа независимых производителей устанавливается уполномоченным государственным органом.

195. Однако уже сейчас существует практика организационного выделения магистральных трубопроводов-отводов с установлением для них индивидуальных транспортных тарифов. В зависимости от ситуации (собственника, конфигурации сети, предъявленных затрат и пр.) это приводит или к повышению цены газа для конечного потребителя или к ее снижению.

196. Обычно сети газораспределительных организаций включают множество газопроводов низкого и среднего давления, подводящих газ различным потребителям. Удельные затраты на доставку газа мелким потребителям по тонким газопроводам низкого давления (население) значительно выше затрат на транспорт газа крупному потребителю (электростанции) по индивидуальному подводящему газопроводу. При установлении транспортного тарифа газораспределительной организации к учету принимается весь комплекс затрат. Таким образом, формируется перекрестное субсидирование газораспределения за счет крупных потребителей.

197. Задача снижения затрат на транспорт газа по сетям ГРО решается либо через организационное выделение подводящего газопровода (например в совместную компанию станции и ГРО) с последующим установлением нового пониженного тарифа, либо через строительство нового подводящего газопровода.

198. По данным станций тариф ГРО составляет от 1 до 9 процентов в структуре цены газа. Уход от перекрестного субсидирования позволит снизить среднюю цену газа на величину до 3%.

Рекомендация! Станциям целесообразно владеть всеми возможными объектами, участвующими в их газоснабжении с целью контроля за надежностью поставки газа. Станциям целесообразно провести организационное выделение объектов газоснабжения в отдельные предприятия с целью повышения прозрачности затрат и, при необходимости установления, индивидуальных тарифов. Новое строительство объектов газоснабжения необходимо проводить в соответствии с вышеприведенными рекомендациями.

199. Согласно представленным данным, станции преимущественно не только не контролируют инфраструктуру обеспечения газом, но и не занимаются самостоятельным обслуживанием, контролем и сертификацией приборов газоснабжения, контроля качества и количества поставляемого газа, расположенных на их территории. Эти функции выполняют поставщики, газораспределительные организации или газотранспортные компании ОАО «Газпром».

200. Станции часто не имеют оборудования для независимого контроля количества и качества поставляемого газа.

Рекомендация! Аналогично программе установки АСКУЭ на рынке электроэнергии, разработать и внедрить методику расчета эффективности использования средств учета количества и качества потребляемого на станциях газа.

201. По представленным договорам транспортировки газа (представлено менее половины заключенных договоров) выявлены следующие договорные положения, увеличивающие риски газоснабжения станций:

· При перерасходе газа ГРО имеет право производить принудительное ограничение поставки газа до установленной среднесуточной нормы… путем сокращения газоиспользующего оборудования с отключением его под пломбу ГРО.

· ГРО не несет ответственности за соблюдение режимов подачи газа в случае превышения Заказчиком установленных объемов газопотребления.

· ГРО по согласованию с Поставщиком имеет право ввести ограничение или прекратить полностью транспортировку газа Заказчику и не несет за это имущественную ответственность в следующих случаях: … при изменении режимов газоснабжения по распоряжению ЦПДУ ОАО «Газпром», отсутствия или исчезновения диспетчерской связи между Сторонами.

Рекомендация! В целях снижения рисков газоснабжения, договора транспорта газа по сетям ГРО заключать раздельно с договорами поставки. Не включать поставщика газа в договор транспорта в качестве стороны договора. Следует Ответственность за несоблюдение режимов газопотребления переводить из запретительной (ограничение поставок, опломбирование оборудования) в финансовую (штрафы, коэффициенты увеличения стоимости услуг).

Обобщение анализа

202. Общее потребление газа исследуемых станций в 2004 году составило 28 млрд.куб.м. На коммерческих (не регулируемых государством) условиях потреблялось 65% поставленного на эти станции газа. Средневзвешенная цена коммерческого газа была на 20% выше регулируемой цены в соответствующем поясе.

203. За 10 месяцев 2005 года на коммерческих условиях уже потреблялось 68% поставленного на эти станции газа при средневзвешенной стоимости на 16% выше регулируемой цены.

204. До сих пор инициатива заключения договора на поставку коммерческого газа, как правило, исходит от независимого Поставщика. Не смотря на существующую нормативную возможность приобретать газ на скважине и самостоятельно получать доступ к инфраструктуре магистрального транспорта, потребители газа занимают пассивную позицию на рынке.

Рекомендация! Коммерческие поставки газа играют значительную роль в бизнесе генерации энергии, и эта роль далее будет расти. Генерирующим компаниям (ОГК, ТГК) следует уделять больше внимания организации централизованных отношений с коммерческим поставщиками газа (нефтяными и газовыми компаниями, перепродавцами газа). Коммерческие поставки более гибки, и в условиях существующего курса государственного регулирования в ближайшее время смогут успешно конкурировать с поставками ОАО «Газпром».

205. Анализ фактической динамики потребления газа станциями показал стабильный рост потребления в течение 2002-2005 годов. Этот рост происходил за счет продолжения перевода станций с мазута и угля на газ. За этот период цена газа на экспортных рынках значительно выросла, что привело к высокой эффективности его экспорта, а конкурентоспособность российского угля на международном энергетическом рынке резко снизилась. При этом значительная часть генерации энергии России осталась на удаленных от европейской части территориях.

206. Тенденция развития ситуации стремится к увеличению коммерческой привлекательности использования угля в качестве топлива. Однако публичные исследования экономических оценок обратного перевода станций на уголь проводились последний раз в 1999 году. Очевидное удобство использования газа и длительный период заниженных цен на него размывают понимание экономических границ использования альтернативных топлив на новом уровне развития технологии и экономики.

Рекомендация! В рамках построения долгосрочной стратегии топливообеспечения, целесообразно провести индивидуальные расчеты экономики обратного перевода на уголь по каждой станции с учетом существующих технологий сжигания угля, долгосрочных прогнозов цен на газ, уголь и альтернативные виды топлива.

Планы-графики поставок и их исполнение

207. Анализ графиков потребления показал, что средний отбор лимитного газа находится на уровне 112%. При этом отбор в теплые месяцы (апрель-сентябрь) составляет в среднем 96%, а отбор в холодные месяцы (октябрь-март) 111%. Средний отбор коммерческого газа составляет 92%. Однако данные показатели не являются репрезентативными.

208. Анализ структуры цены лимитного газа выявил следующие резервы снижения цены потребляемого станциями газа:· Введение коэффициента калорийности при учете потребления газа повысило расходы станций на 1,6%.

· Введение централизованных поставок газа (организация единый орган договорной работы и сбора оплат) для станций может снизить расходы до 4% (в среднем 2%). Для примера, ПССУ ООО «Межрегионгаз» составляет 1%.

· Уход станций от перекрестного субсидирования газораспределительных сетей позволит сократить расходы еще до 6% (в среднем 4%).

Средняя структура цены лимитного газа	100%	Колебания
НДС	15%	15%
Плата за снабженческо-сбытовые услуги	3%	от 1% до 5%
Тариф газораспределительной организации	5%	от 1% до 9%
Оптовая цена на выходе из магистрали	75%	от 70% до 81%
Коэффициент калорийности	1,6%	от 0,5% до 2,2%

Рекомендация! Комплексные меры по сокращению затрат на оплату газа (установка оборудования учета газа, уход от перекрестного субсидирования в газораспределении, централизованные поставки газа) могут привести к их уменьшению в среднем на 7%.

Условная классификация рисков в сфере газоснабжения

Значительная зависимость генерации электроэнергии от поставок газа — ключевой риск реформы энергетики?

Все приведенные ниже риски имеют экономические, организационные и технологические стороны и потому предлагаемая классификация условна. Она базируется на причинах возникновения и основах существования предлагаемых к рассмотрению рисков.

Экономические риски

1. Ошибка учета затрат. Риски неконтролируемого роста цен на газ.
2. Снижение «нормативной» добавочной стоимости. Риски неадекватного учета цены газа в тарифе на электроэнергию
3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа
4. Договорное принуждение. Риски потери контроля за заключением и выполнением договоров поставки газа
5. Риски дефолта поставки. Экономические условия газовой отрасли могут вынудить поставщиков нарушить уже взятые обязательства.
6. Потеря рынков. Риски потери рынков тепла и электроэнергии
7. Риск «остаться крайним». Риски роли демпфирующего механизма в чрезвычайных ситуациях
8. 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.

Организационно-управленческие риски

9. Ошибка межотраслевого управления. Риски несбалансированного управления процессами в газовой и электроэнергетической отраслях.
10. Вертикальная интеграция. Риски увеличения нерыночного сектора в электроэнергетике.
11. Дробление переговорной позиции. Риски снижения веса предприятий электроэнергетики в переговорах о поставках газа в результате реформы РАО «ЕЭС России».
12. Проматывание ресурсов. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

Технологические риски

13. Риски нестабильности бизнеса. Риски непрозрачности, низкой предсказуемости или высокой волатильности ключевых параметров бизнеса генерации энергии.
14. Навязанный сервис. Риски потери контроля за инфраструктурой газоснабжения станций
15. Не достаточно эффективное использование лимитного газа в рамках отрасли.

Детализация причинной классификации рисков

Экономические риски

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

15. 1. Неверная оценка затрат в газовой отрасли. Непрозрачность отрасли по причине значительного доминирования в сферах производства, транспорта и распределения газа.196
    2. Неверный прогноз затрат в газовой отрасли. Неизбежен рост реальной себестоимости российского газа в связи с решением стратегических проблем газовой отрасли.81, 82
    3. Отсутствие контроля над реальными издержками при поставках газа.27, 28, 29
    4. Потеря конкурентоспособности российских товаров (энергии), производимых на газе при использовании экспортных цен на энергоносители в качестве ориентира установления внутренней цены газа.

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

Существующие принципы государственного регулирования позволяют компенсировать затраты на газ за счет отпускной цены энергии. Изменение любого звена стоимостной цепочки, целенаправленное или являющееся следствием других процессов, может привести к снижению добавочной стоимости бизнеса генерации энергии.

15. 5. Некорректный учет «нормативных» затрат на газ при установлении тарифов
    6. Изменение деталей в методиках регулирования тарифов и цен на газ и электроэнергию.

3. Потеря управления бизнесом. Риски манипулирования отраслью со стороны поставщиков газа 204

Манипулирование может принимать различные формы: предоставление преимущества отдельным субъектам, влияние на динамику финансовых показателей субъектов, опосредованное через цену электрической энергии влияние на потребителей субъектов генерации и пр.

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

15. 7. Вынужденные уступки по форме и условиям договоров поставки газа.177, 178, 179, 180, 201
    8. Риск финансовых потерь при введении дифференцированных штрафов за неравномерность потребления.159

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

В качестве ключевых факторов (драйверов) ситуации следует рассматривать: 1) схема функционирования рынка 2) регулируемая цена лимитного газа 3) рыночная цена экспорта 4) себестоимость газа.

6. Потеря рынков. Риски потери рынков тепла и электроэнергии

Низкий уровень стратегического планирования.

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

Отсутствие экономического обоснования Графика №1 по снижению потребления природного газа в случае морозов. Текущая балансировка давлений в газотранспортной системе за счет сжигания мазута на станциях.

8. 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. 198, 206

Низкий уровень стратегического планирования.

Организационно-управленческие риски

9. Ошибка межотраслевого управления. Риски несбалансированного управления процессами в газовой и электроэнергетической отраслях.151, 152.

Обе отрасли очень важны для страны.

Обе отрасли сильно взаимосвязаны.

Обе отрасли имеют множество проблем.

Решение очередной супер-проблемы на национальном уровне без учета всего комплекса связей может привести к критическому нарушению бизнеса генерации электрической энергии. Прежде всего, в законодательно-нормативной сфере.

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

Приобретение доминирующим поставщиком газа контроля над отдельными субъектами генерации может вывести эти субъекты за рамки формируемого рынка энергии за счет искусственного смещения центров прибыли формируемой вертикальной структуры.

15. 9. Льготные поставки газа контролируемым станциям, сопровождаемые завышением цен прочим станциям.122
    10. Вертикальная интеграция с включением в производственную цепочку потребителя энергии. 113, 114, 115
    11. Региональная энергетическая (газ, тепловая и электрическая энергия) дискриминация на основе отношений с региональными органами власти.174

11. Дробление переговорной позиции. Риски снижения веса предприятий электроэнергетики в переговорах о поставках газа в результате реформы РАО «ЕЭС России».155

15. 12. Снижение значимости объемов отдельной стороны переговоров (генерирующая компания) в общем объеме поставок газа.
    13. Потеря инициативы в процессах государственного регулирования поставок газа на нужды генерации.
    14. 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.

12. Проматывание ресурсов. Риски неэффективного использования существующих ресурсов.

Локализация позитивного опыта заключения контрактов и выполнения поставок.172, 173.

Технологические риски

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

15. 15. Отсутствие договорной предсказуемости поставок: долгосрочные контракты или прозрачный рынок.124, 125, 126, 127, 128
    16. Отсутствие технологической предсказуемости поставок: прозрачные нормы и правила подключения, поставок и потребления газа.129, 159

14. Навязанный сервис. Риски потери контроля за инфраструктурой газоснабжения станций 199, 200.

15. 17. Потеря контроля над собственностью (имущество инфраструктуры).
    18. Потеря контроля над процессом эксплуатации (поверки, обслуживания, ремонта) инфраструктуры.

15. Не достаточно эффективное использование лимитного газа в рамках отрасли. 28, 29

Если существуют резервы эффективности системы, то возможно создание внутренних связей, позволяющих перераспределять ресурсы с целью повышения эффективности.

Не верно отбирать лимитный газ у тех, кто добился его поставок, но не может его использовать с высокой эффективностью.

Целесообразно координировать использование ресурсов полученных отдельными субъектами, справедливо компенсируя их изъятие у доноров за счет повышенной эффективности их использования у реципиентов.

Оптимизация загрузки выработки станций — «лишние» станции должны быть наименее эффективными.

Проблема ограничений технической реализуемости (маршруты транспорта газа, региональные балансы энергии) и целесообразности.

Условные позиции по отношению к рискам

1. Замкнутая позиция. Изменять себя под прогнозируемые изменения окружения: 1) целевое состояние «системы потребления» 2) согласованная реформа внутренней «системы потребления» 3) анализ успешности реформы
2. Активная позиция. Изменять окружающий мир под комфортное состояние для себя: 1) целевое состояние поставок газа 2) набор промежуточных целей 3) внешний шаг к первой промежуточной цели 4) коррекция следующей промежуточной цели.
3. Быстрое реагирование. Пассивный мониторинг критических параметров в ожидании кризиса и резервирование ресурсов. Затем разовая концентрация ресурсов для энергичного разрешения кризиса любыми способами (как внутри, так и вовне, в зависимости от прогноза эффективности).

При любом выборе позиции, «предсказуемость бизнеса» должна обеспечиваться публичной для инвесторов схемой:

— Прогнозирование рисков.

— Методы их компенсации (снижения).

— Используемые (необходимые) ресурсы.

Стратегия снижения рисков есть набор позиций по отношению к рискам, выявленным в различных сферах, выраженный в управленческих принципах.

Сферы реализации стратегии снижения рисков

1. Поле отношений с государством.
2. Расширенная нормативно-правовая база.
3. Договорная практика с контрагентами.
4. Внутриотраслевая координация.
5. Технологическая сфера.
6. Отношения с акционерами (инвесторами). Мало реализовать стратегию — нужно об этом рассказать.

Варианты конкретных действий

Итогом разработки стратегии может стать план конкретных действий по ее реализации.

1. Поле отношений с государством (подстройка к «нашизму»).1, 2, 3, 4, 10, 13, 14
   1. От концепции рынка к частно-государственному партнерству.
   2. Контроль отраслевых и околоотраслевых процессов через новые формы участия (например, СРО).
   3. Делегирование значительной части государственных полномочий псевдорыночным структурам (НП, отраслевые союзы, биржи и пр) с участием государства.
2. Расширенная нормативно-правовая база.1, 2, 4, 13
   1. Коррекция ключевых документов:

i. Дифференциация условий отбора газа (неравномерность, прерываемость)

ii. Внедрение принципов аукционности на ограниченные ресурсы (доступ, подключение).

iii. Увеличение прозрачности газовой отрасли

2. 2. Создание нормативов новых площадок

i. Условно-Свободная торговля газом

ii. Методика прогнозирования и балансировки различных видов энергии (включая газ). Рынок прогнозов и балансов.

iii. Рынок мощности

2. 3. Смена формата регулирования

i. Закон об отраслевых СРО

ii. Закон об услугах общеэкономического значения

3. Договорная практика с контрагентами. 4, 11, 12
   1. Популяризация идей классических ДК. Включая прочих потребителей.
   2. Централизованное внедрение новых форм договоров. Распространение лучшей практики.
   3. Переговоры о стратегическом партнерстве с нефтяными и газовыми компаниями, администрациями регионов. Обмен списками стратегических интересов.
4. Внутриотраслевая координация. 6,12,14,15
   1. Общая концепция координации проблем и централизации внедрения решений
   2. Система газотрейдинговых компаний. Явно или тайно купить доли в существующих посредниках и агентах. Создать новых агентов и перекупить персонал.
   3. Система перекрестного хеджирования поставок (газ-электроэнергия) — расчетная (виртуальная) оптимизация поставок.
   4. Система перекрестных финансовых гарантий третьим лицам («страхование вкладов»)
5. Технологическая сфера. 13
   1. Участие в разработке технических норм и регламентов в сфере газоснабжения.
   2. Формализация процедуры оценки эффективности приобретения, строительства и обслуживания объектов газоснабжения. Включение затрат в общий расчет рентабельности бизнеса.
6. Отношения с акционерами (инвесторами). Мало реализовать стратегию — нужно об этом рассказать.
   1. Публично заявить о своих интересах и планах в сфере газоснабжения.
   2. Запустить национальную программу учета газа и еще ряд ярких проектов.

Приложения

Приложение 1 — Запрос на предоставление данных по электростанциям

Приложение 2 — Анализ полноты представленных данных

Приложение 3 — Уроки международных контрактов ОАО «Газпром»

Приложение 4 — Типовая структура цены газа ОАО «Газпром»

Приложение 5 — Формы анализа станций

Приложение 6 — Список рекомендаций

Приложение 6 — Список рекомендаций, разработанных на базе анализа

1. При проведении регулярных исследований целесообразно выдерживать методическую последовательность. Это позволяет использовать данные предыдущих исследований для сравнения масштабов и выявления динамики характерных показателей. Для этого при постановке задач необходимо фиксировать основные положения уже использованных методик.
2. Провести 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.
3. На базе действующих методических рекомендаций и нормативных процедур каждой генерирующей компании разработать и утвердить свод внутренних процедур газоснабжения, с введением ответственных лиц, сроков и методик контроля.
4. Сформировать стандарты документооборота и отчетности по вопросам газоснабжения, которые могут быть использованы и после завершения реформы энергетики, в частности в целях планирования и координации функционирования инфраструктуры энергосистемы.
5. Организовать широкое внутрикорпоративное обсуждение успешных практик заключения договоров и типовых проблем с вариантами их решения, включая опыт ОАО «Газпром» заключения долгосрочных договоров на поставки газа в Европе.
6. Разработать внутренние методические рекомендации по договорной работе в топливообеспечении с целью одновременного масштабного внедрения всеми генерирующими компаниями. В частности, в обмен на гарантии оплаты (take-or-pay) включить в них следующие положения:
   1. Оплата газа должна осуществляться по факту его поставок; обязательство по оплате считается выполненным по совершению платежа Потребителем.
   2. Ежедневная равномерность отбора газа должна ограничиваться на базе долгосрочной статистики рабочего режима отбора.
   3. Покупатель имеет право на изменение месячных объемов в пределах стандартного долгосрочного отклонения при условии выбора полного объема договора.
   4. 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.
   5. Оплата газа является договорным обязательством Покупателя, но решение о выполнении этого обязательства должен принимать сам Потребитель. Недопустимо разрешение безакцептных операций по счету генерирующей компании.
   6. Необходимо отдавать предпочтение долгосрочным контрактным схемам.
   7. 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).
   8. Следует явно описывать в договоре как обязательства поставщика по поставке газа, так и штрафные санкции по их невыполнению.
7. При внедрении указанных рекомендаций активно использовать существующие юридические, государственные и административные механизмы, такие как антимонопольное регулирование, процедуры регулирования естественных монополий, судебная практика.
8. Генерирующим компаниям целесообразно заключать единые договора на поставку газа на группу станций (агрегация спроса). Развитием этого может стать появление в структуре генерирующих компаний отдельных подразделений (предприятий) отвечающих за газоснабжение станций. Такие подразделения являются не бизнес-единицами, а затратными проектами, поскольку целью их является не получение прибыли на рынке газа, а обеспечение надежности поставок газа основному бизнесу (хеджирование), в том числе за счет заключения страховых и прочих затратных соглашений.
9. Эффективность деятельности по организации газоснабжения отдельных генерирующих компаний можно значительно повысить, организовав координацию всех процессов (заключение договоров, контроль поставок, перераспределение объемов, централизация расчетов) на различных уровнях (между отдельными станциями, между генерирующими компаниями, на уровне холдинга).
10. Если же результаты финансового аудита подтверждают наличие дополнительных расходов на неравномерность потребления, предусмотренных Правилами поставки газа и условиями договоров поставки, то следует индивидуально рассмотреть возможность организации механизмов компенсации такой неравномерности. В частности могут быть использованы как подземное хранение газа (для компенсации сезонной неравномерности группы крупных станций), так и газгольдерное хранение (для компенсации суточной неравномерности для отдельной станции). Смотри Приложение «График неравномерности дневного потребления» и Приложение «Оценка вариантов компенсации суточной неравномерности потребления».
11. Станциям целесообразно владеть всеми возможными объектами, участвующими в их газоснабжении с целью контроля за надежностью поставки газа. Станциям целесообразно провести организационное выделение объектов газоснабжения в отдельные предприятия с целью повышения прозрачности затрат и, при необходимости установления, индивидуальных тарифов.
12. Аналогично программе установки АСКУЭ на рынке электроэнергии, разработать и внедрить методику расчета эффективности использования средств учета количества и качества потребляемого на станциях газа.
13. В целях снижения рисков газоснабжения, договора транспорта газа по сетям ГРО заключать раздельно с договорами поставки. Не включать поставщика газа в договор транспорта в качестве стороны договора.
14. Ответственность за несоблюдение режимов газопотребления следует переводить из запретительной (ограничение поставок, опломбирование оборудования) в финансовую (штрафы, коэффициенты увеличения стоимости услуг).
15. Коммерческие поставки газа играют значительную роль в бизнесе генерации энергии, и эта роль далее будет расти. Генерирующим компаниям следует уделять больше внимания организации централизованных отношений с коммерческим поставщиками газа (нефтяными и газовыми компаниями, перепродавцами газа). Коммерческие поставки более гибки, и в условиях существующего курса государственного регулирования в ближайшее время смогут успешно конкурировать с поставками ОАО «Газпром».
16. В рамках построения долгосрочной стратегии топливообеспечения, целесообразно провести индивидуальные расчеты экономики обратного перевода на уголь по каждой станции с учетом существующих технологий сжигания угля, долгосрочных прогнозов цен на газ, уголь и альтернативные виды топлива.
17. Комплексные меры по сокращению затрат на оплату газа (установка оборудования учета газа, уход от перекрестного субсидирования в газораспределении, централизованные поставки газа) могут привести к их уменьшению в среднем на 7%.

---

[1] В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 29.10.92 №832 «О порядке установления вида топлива для предприятий и топливопотребляющих установок», решения на использование газа принимаются Минэкономразвития и органами исполнительной власти субъектов РФ по согласованию с ОАО «Газпром».[2] Часть стоимости газа, добываемого ОАО «Газпром», взимаемая сверх регулируемой оптовой цены. Величина ПССУ для каждого регионгаза устанавливается ФСТ России.[3] Тариф на транспортировку газа по сетям ГРО устанавливается ФСТ России индивидуально для каждой ГРО.[4] Согласно Закону «О газоснабжении в РФ» и «Основным положениям формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов по его транспортировке на территории РФ», утвержденным Постановлением Правительства РФ № 1021 от 29.12.2000г.[5] По данным, представленным на запросы по проекту «Калория».[6] Приводимые в рамках настоящего исследования термины и определения не являются гарантировано общепринятыми. Настоящая классификация используется исключительно в целях раскрытия сущности происходящих явлений.

[7] Здесь не рассматриваем структуру транспорта газа внутри Производителя (промысловые газопроводы, установки комплексной подготовки газа, газоперерабатывающие заводы и пр.)

PDF-версия документа с графиками и диаграммами.

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