Проблемы развития газовой промышленности РФ и стратегия государственного регулирования отрасли: Глава 2

06.09.2007
Источник: Бюро Экономического Анализа
Дата публикации: 11.09.01

Глава 2 – Зарубежный опыт регулирования и реформировании газовой отрасли

2.1. Особенности газовых отраслей зарубежных стран

Реформы, проводимые в газовых отраслях многих стран, существенно различаются как по формам, так и по глубине преобразований. В наибольшей степени реформы зависят от исторически сложившейся производственной структуры добычи и распределения газа, а также от структуры его потребления[1]. Данные по объемам добычи и потребления природного газа в рассматриваемых зарубежных странах и в России представлены в таблице 2.1.

Таблица 5

Добыча и потребление и природного газа в некоторых странах Европы и Северной Америки (1998 год)

млрд. м3

Страна

Собственная добыча

Объем потребления

Россия

551

364.5

США

543.8

612.2

Канада

160.4

70.0

Великобритания

90

88.9

Германия

17

80.0

Франция

0

37.8

Италия

19

57.8

Румыния

14

19.2

 

Из стран, рассматриваемых в настоящем исследовании, существенными объемами добычи располагают США, Канада и Великобритания. В этих странах добыча газа ведется значительным количеством независимых компаний из большого числа месторождений.

В США добыча природного газа в 1998 г. составила 543,8 млрд. м3. География добычи весьма обширна – от Мексиканского залива и штатов Техас и Алабама на запад (Нью-Мексико) и на север (Оклахома). Абсолютное большинство месторождений мелкие. На рынке представлено около 23 тысяч производителей – от небольших компаний до крупных нефтегазовых (энергетических) корпораций. В США действуют антимонопольные ограничения в сфере недропользования. Для одного недропользователя установлена предельная площадь всех участков недр, арендуемых им земель геологического отвода для поисков нефти и газа, которая ограничена величиной 20 480 акров[2], при этом в данном одном штате он может иметь не более 10 240 акров[3] на срок не более двух лет.

 

В Канаде добыча газа осуществляется в Западноканадском седиментационном бассейне (Western Canada Sedimentary Basin) в провинции Альберта. В 1998 г. в Канаде было добыто 160,4 млрд. м3 газа. Как и в России, основные запаса газа находятся в обширном, но четко локализованном регионе страны. Добыча газа в Канаде также, как и в Соединенных Штатах, осуществляется в условиях конкурентной среды. Для добычи нефти и газа по арендному договору (лицензии) предоставляется участок недр площадью не более 5 760 акров[4].

 

В Великобритании добыча газа осуществляется примерно на 100 морских месторождениях, расположенных вблизи Британских островов. Ее проводят независимые друг от друга частные компании. Общий объем добычи составляет около 90 млрд. м3. Небольшая часть потребляемого газа импортируется из Норвегии. В то же время британские компании занимаются экспортом газа на континент – в Ирландию, Нидерланды и Бельгию.

 

Помимо наличия конкуренции между независимыми производителями газа, особенностью стран – крупных производителях газа (США, Канада, Великобритания) являются конкуренция между независимыми газовыми компаниями и отсутствие вертикально интегрированных структур, занимающихся как добычей, так и транспортировкой газа.

 

Системы магистральной транспортировки газа в разных странах сильно отличаются по протяженности. Последняя зависит от расстояния между месторождениями (границей – в случае импорта) и основными районами потребления, а также от степени диверсифицированности поставок газа из разных источников.

 

Наибольшей протяженностью и разветвленностью магистральных (межштатных) газопроводов характеризуется газотранспортная система США. Общая длина газопроводов высокого давления составляет более 400 000 км[5]. В стране работает более 200 частных газотранспортных компаний, регулируемых федеральными органами власти и органами власти на уровне штатов.

 

Примерами монопольного владения одной компанией всей системы магистральных газопроводов являются английская Transco (бывшая газотранспортная составляющая подвергшейся разделению в результате реформы British Gas) и французская Gaz de France. Эти компании практически полностью контролируют транспортные системы в своих странах. Протяженность газотранспортной системы высокого давления в Великобритании составляет 5.900 км, во Франции – более 33.000 км. Однако если во Франции Gaz de France является государственной вертикально интегрированной монополией, осуществляющей импорт, транспортировку и конечное распределение газа, то в Великобритании Transco занимается только предоставлением услуг по транспортировке газа, самостоятельно не покупая и не перепродавая его.

 

Промежуточное положение по степени доступа потребителей к закупкам газа у непосредственных производителей занимает транспортировочная компания Италии CNAM (дочерняя компания интегрированной нефтегазовой компании ENI, в настоящее время принадлежащей государству на 36%). Некоторые крупные потребители, подключенные к газотранспортной сети CNAM импортируют газ напрямую по двухсторонним договорам и оплачивают ей только транспортировку газа. В то время как тельная часть потребителей покупает газ непосредственно у CNAM. Протяженность газопроводов высокого давления в Италии составляет около 30.000 км.

 

В Германии магистральные трубопроводы находятся в собственности нескольких компаний, которые отвечают за транспортировку и продажу газа. Несмотря на формальную открытость газового рынка (отдельный общенациональный тариф для импорта и транспортировки), реально поставки в значительной степени монополизированы крупнейшими участниками, действующими в своих регионах сбыта – Ruhrgas (58.5 млрд. м3 или 72,7% всех поставок в Германии в 1998 г.), BEB (18 млрд. м3), Verbundnetz Gas (15 млрд. м3), Wingas (8 млрд. м3) и Тиссенгаз (Thyssengas) (7.2 млрд. м3). Эти межрегиональные компании стремятся избежать конкуренции друг с другом, поскольку многие из них перекрестно владеют акциями друг друга. Например, компания «Ruhrgas» является крупнейшим акционером компании Verbundnetz Gas, владея ее 37% акций.

 

Газораспределительные организации (ГРО) представляют собой локальные монополии, осуществляющие закупку газа у газотранспортных компаний или непосредственно у производителей (оплачивая транспортировочным компаниям услуги по транспортировке). Деятельность ГРО контролируется со стороны государственных, региональных и муниципальных органов. По некоторым прогнозам, в странах, осуществляющих реформы своего газового рынка, в ближайшем будущем даже мелкие потребители газа смогут выбирать поставщика, оплачивая газораспределительной организации лишь услуги по доставке. В настоящее время разные страны по разному продвинулись к такому полностью конкурентному рынку.

 

Отметим, что если в одних странах (Великобритания и Франция) организационно ГРО, как правило, входят в состав единых газотранспортных компаний (включающих и магистральную транспортировку газа), то в других (Германия) ГРО являются достаточно самостоятельными структурами.

 

Технические возможности ГРО разных стран сильно различаются. Не вдаваясь в подробности данного вопроса, однако, отметим, что российские газораспределительные сети имеют ряд преимуществ по сравнению с аналогичными организациями в странах Европейского Сообщества. Так, в России весьма высок относительный уровень потребления газа крупными потребителями и сравнительно низкая доля потребления газа приходится на население и предприятия коммунально-бытового сектора – 15,9 и 8,9% соответственно. Между тем, в Германии на население и коммунально-бытовые нужды в 1999 г. приходилось соответственно 32,4% и 3,8% потребляемого газа, в Великобритании – 34,9% и 12%, во Франции – 37% и 16,1%, в Италии – 30,1% и 3,6%. Обслуживание крупных потребителей является более выгодным, поскольку они, как правило, получают газ по газопроводам большого диаметра под более высоким давлением и на передачу единицы объема газа для них существенно ниже, чем у мелких потребителей. Обслуживание населения составляет большую часть затрат газораспределительных организаций.

 

Российские ГРО обладают одним из наиболее высоких в Европе показателей мощности газораспределительной сети, определяемым как отношение годового объема реализации газа к суммарной длине газопроводов (млн. м3/км). Этот показатель в России в среднем составляет 0,54, в то время как в рассматриваемых странах Европейского Сообщества он находится в диапазоне от 0,2 до 0,35. Чем больше объем продаваемого газа и чем меньше длина газораспределительных сетей, тем в более выгодных условиях работает газораспределительная организация. К недостаткам российских систем газораспределения можно отнести крайне низкие показатели производительности труда: один из самых низких показателей длины сетей, приходящихся на одного служащего – 3,95 км, в то время как в рассматриваемых странах ЕС этот показатель находится в пределах от 6 до 10 км.

 

Поскольку обслуживание населения и коммунально-бытовых потребителей связано с наибольшими затратами ГРО, для населения в большинстве зарубежных стран существенно выше, чем для крупных промышленных потребителей. Средние показатели стоимости 1 тыс. м3 природного газа для населения и в промышленности в некоторых странах ЕС приведены в таблице 6.

 

Таблица 6

Цены на природный газ в некоторых странах Европейского Сообщества[6]

долл. США на 1000 м3

(включая )

 

Страна

 

Цены для населения

 

 

Цены для промышленности

D1

D2

D3

D3b

D4

I1

I2

I3-1

I3-2

I4-1

I4-2

I5

 

Великобритания

 

490

 

324

 

247

 

240

 

н/д

 

 

 

 

 

 

 

Окончание табл.6 см. след. стр.

Таблица 6 (окончание)

 

Страна

 

Цены для населения

 

 

Цены для промышленности

D1

D2

D3

D3b

D4

I1

I2

I3-1

I3-2

I4-1

I4-2

I5

 

Германия

 

713

 

552

 

348

 

321

 

284

 

289

 

246

 

226

 

212

 

195

 

187

 

133

 

Франция

 

555

 

490

 

327

 

308

 

269

 

283

 

238

 

175

 

170

 

139

 

135

 

 

Италия

 

508

 

464

 

606

 

606

 

606

 

392

 

271

 

168

 

161

 

144

 

137

 

 

При составлении данной таблицы потребители были разделены по группам в зависимости от объемов годового потребления: население: D1 – до 222 м3, D2 – от 222 до 444 м3, D3 – от 444 до 2 222 м3, D3b – от 2 222 до 3 333 м3, D4 – от 3 333 до 27 777 м3.

Стандартные промышленные потребителей выделены в группы следующим образом:

Таблица 7

Группа

Максимальный объем годового потребления (м3)

Условия поставки

I1

10 651

Фактор загрузки не учитывается

I2

106 514

200 дней

I3-1

106 514

200 дней, 1600 часов

I3-2

1 065 140

250 дней, 4000 часов

I4-1

10 651 399

250 дней, 4000 часов

I4-2

10 651 399

330 дней, 8000 часов

I5

106 513 995

330 дней, 8000 часов

 

Как видно из таблиц 6 и 7, во всех странах с ростом потребления цены на газ существенно снижаются. Исключением является Италия, где цены для населения с ростом потребления сначала уменьшаются с 508 долл. США/ 1000 м3 до 464 долл. США / 1000 м3, а затем увеличиваются до 606 долл. США. Как уже отмечалось, в анализируемых странах – в отличие от России, цены на газ для промышленности являются существенно более низкими, чем цены для населения.

 

В Германии тарифы на закупку газа газораспределительными организациями у газотранспортных компаний состоят из ставки за мощность и товарной ставки. Ставка за мощность подлежит корректировке в соответствии со средним уровнем инфляции, товарная ставка корректируется с учетом изменений цен на легкий мазут (газойль) на основе публикуемых данных официальной статистки. Тарифы для крупных промышленных потребителей иногда индексируются в соответствии с ценами на тяжелый мазут.

 

Розничные цены на газ устанавливаются по инициативе газораспределительных организаций, однако, находятся под наблюдением антимонопольных органов, которые проводят сравнительный анализ цен ГРО и имеют право потребовать их снижения в случае, если цена оказывается необоснованно завышенной. В этих случаях для сохранения объемов выручки газораспределительным организациям остается только добиваться снижения издержек.

 

Цены (тарифы) на закупку газа крупными промышленными потребителями можно разделить на три группы:

· тарифы с единой ставкой за единицу объема газа,

· тарифы с постоянной и переменной товарной ставкой,

· тарифы с пиковой и товарной ставкой.

 

Первая система тарифов на газ применяется, как правило, для крупных промышленных потребителей, имеющих высокий коэффициент нагрузки. Тарифы с постоянной ставкой и переменной товарной ставкой применяются обычно для малых промышленных потребителей.

 

Между ГРО и крупными промышленными потребителями заключаются индивидуальные договоры на поставки газа по свободным ценам. Как правило, такие договоры заключаются с предприятиями с годовым уровнем потребления более 1 ГВтЧ.

 

В целом, в основе германской системы ценообразования лежит допущение о том, что конкуренция между газом и нефтепродуктами обеспечивает адекватное ценовое . За разумным уровнем публикуемых розничных тарифов ГРО следит Федеральная антикартельная комиссия.

 

Цены на природный газ для большинства потребителей в Великобритании являются свободными и определяются рынком. В настоящее время большинство газопроводов страны, как магистральных, образующих Национальную транспортную систему, так и распределительных, входят в систему компании Transco, которая оказывает услуги по транспортировке и распределению газа, однако не участвует в его закупках и перепродаже. Большинство потребителей (прежде всего, корпоративных) могут выбирать поставщика на конкурентной основе. Поставщиками газа, являются, как правило, дочерние компании крупных производителей (Shell, Amoco и др.). Таким образом, реально цена на газ устанавливается в результате конкуренции между основными газодобывающими компаниями.

 

Тарифы на транспортировку газа, как и прочая деятельность газотранспортных компаний (прежде всего, Transco), регулируются недавно созданным государственным органом, объединившим функции Управления по газоснабжению и Управления по электроснабжению.

 

Деятельность Transco основывается на принципах возмещения издержек газоснабжения и необходимой прибыли («затраты плюс»), хотя в некоторой степени применяется методика «ценового потолка». Прогнозируемые доходы Transco на единицу газа рассчитываются по формуле, стимулирующей повышения эффективности работы газотранспортной сети. Так, если в данном году доходы транспортной компании превысили прогнозные показатели, то в следующем году это будет учтено в снижении разрешенного ей дохода из расчета на единицу газа.

 

Стоимость газотранспортных услуг для различных потребителей учитывает различия в величине издержек, однако, некоторые элементы субсидирования для малых потребителей сохраняются. Тарифы для потребителей компании Centrica (ранее составная часть монополии British Gas), в настоящее время специализирующейся на обслуживании населения подлежат регулированию.

 

В тарифах на услуги по газоснабжению (транспортировка и потребительские услуги) можно выделить три группы:

· тарифы на транспортировку по Национальной транспортировочной системе,

· тарифы локальных зон распределения,

· тарифы на потребительские услуги, к которым относится снятие показаний счетчиков, аварийно-ремонтные работы, прокладка разводящих труб у отдельных пользователей.

 

Для Национальной транспортной системы были сформированы тарифы по шести точкам входа в нее и тридцати семи зонам выхода из нее. Тарифы формировались на основе анализа долгосрочных предельных издержек. Основные ставки представлены ставкой за мощность и товарной ставкой. Текущее процентное соотношение между ставками составляет 65/35, что свидетельствует о субсидировании потребителей с низким коэффициентом нагрузки.

 

Тарифы локальных зон распределения дифференцированы в зависимости от давления в точке отбора газа, а при их формировании в качестве базы расчета используются средние по бухгалтерской отчетности ГРО.

 

В Канаде газораспределительные организации и крупные потребители покупают газ, заключая контракты с его производителями. Цены на покупаемый газ не регулируются и определяются в результате конкуренции между поставщиками газа. Потребители, расположенные в зоне обслуживания ГРО, также имеют право на заключение контрактов с производителями газа. В этом случае газораспределительные организации оказывает только услуги по транспортировке газа, не являясь его владельцем.

 

Регулирование тарифов на транспортировку по межрегиональным магистральным газопроводам осуществляется Национальным энергетическим комитетом, а регулирование газораспределительных организаций входит в обязанности энергетических комиссий провинций.

 

В основе ценообразования на потребительском рынке лежит принцип возмещения издержек газоснабжения и необходимой нормы прибыли («затраты плюс»). Общая себестоимость оказания услуг по газоснабжению для различных категорий потребителей подлежит ежегодной прогнозной оценке, причем главным управляющим параметром является объем выручки газораспределительных организаций. Так как последние занимаются различными видами деятельности, в том числе и не подлежащими регулированию, происходит разнесение издержек между регулируемой и нерегулируемой деятельностью.

 

Текущие потребительские тарифы для населения, как правило, включают ежемесячную абонентскую плату, плату за поставку газа и плату за стоимость приобретенного газа.

 

Промышленные потребители средних размеров (с годовым отбором газа порядка 340 тыс. м3), как правило, выплачивают ежемесячную абонентскую плату, плату за поставку газа с покрытием основных издержек газораспределения и специальную плату за балансировку нагрузки, и, наконец, плату за стоимость приобретенного газа.

 

Для особых категорий потребителей существуют другие виды тарифов, в том числе тарифы за использование газа в качестве моторного топлива, тарифы для «прерываемых» потребителей, тарифы на резервные поставки газа и пр.

2.2 Соединенные Штаты Америки

Газовая отрасль США формировалась в течение многих десятилетий и в настоящее время включает в себя следующих основных участников[7]:

· конечные потребители газа;

· местные газораспределительные компании (МГК), осуществляющие розничную продажу газа конечным потребителям;

· так называемые Hinshaw-газопроводы (или Н – газопроводы) – газотранспортные компании, получающие газ в рамках межштатной торговли и распределяющие его в пределах данного штата;

· внутриштатные газопроводы – газотранспортные компании, получающие газ от скважин соответствующего штата и распределяющие его в пределах данного штата;

· межштатные магистральные газопроводы, распределяющие газ в рамках межштатной торговли;

· газодобывающие производственные компании;

· операторы рынка газа немедленной поставки (газового спот-рынка).

Органами государственного регулирования на федеральном уровне являются:

· Федеральная энергетическая комиссия по регулированию (Federal Energy Regulatory Commission);

· Администрация по экономическому регулированию (Economic Regulatory Administration), регулирующая импорт и экспорт газа;

· Администрация по энергетической информации (Energy Information Administration), собирающая и публикующая информацию по ценам на различные виды топлива.

На уровне штатов действуют комиссии штатов по регулированию коммунальных компаний (Public Utilities Commission), к которым в том числе относятся местные газораспределительные компании.

До 1954 г. государственное регулирование добычи природного газа носило достаточно ограниченный характер. В дальнейшем, в течение 30 лет этот сектор американской экономики подвергался жесткому регулированию. Начиная с 1985 года, осуществляются реформы, направленные на его либерализацию.

С другой стороны, транспортировка природного газа в США всегда находилась под жестким государственным контролем. Любая компания, желающая заниматься транспортом или оптовой продажей природного газа на межштатном газовом рынке, была должна получить в Федеральной энергетической комиссии по регулированию Сертификат об общественной выгоде и полезности. Одобрение комиссии также требовалось при каждом изменении транспортного тарифа и введении в эксплуатацию новых производственных фондов.

Деятельность газораспределительных организаций регулируется со стороны соответствующих комиссий штатов. Около одной трети от общего числа газораспределительных компаний находятся в муниципальной собственности.

В 1938 г. был принят Закон «О природном газе» (Natural Gas Act), который расширил возможности федерального регулирования газовой промышленности. До этого деятельность предприятий отрасли в основном регулировалась соответствующими органами штатов. Закон предоставил Федеральной энергетической комиссии (Federal Power Commission[8]) следующие полномочия:

· осуществление контроля над экспортом и импортом природного газа, установление и отмену транспортных тарифов, определение нормативных издержек для транспортных компаний, оценку их основных фондов, разрешение на расширение производственных мощностей и на прекращение деятельности, установление требований к ведению бухгалтерского учета, регулирование норм амортизации и пр.;

· получение регулярной информации от транспортных компаний;

· получение информации от соответствующих органов штатов о действующей на их территории системе регулировании;

· рассмотрение жалоб штатов и муниципалитетов, относящихся к межштатной торговле газом.

Цены на природный газ, продаваемый на внутриштатных рынках, оставались под контролем комиссий штатов, а цены на газ, продаваемый производителями для межштатной торговли вплоть до 1954 г. не были объектами федерального регулирования. В 1954 г. Верховным Судом США было принято толкование Закона «О природном газе», согласно которой цены на газ для межштатной торговли должны были устанавливаться Федеральной энергетической комиссией.

Основанием для принятия такого решения послужило опасение, что недостаточно развитые конкурентные отношения между производителями газа могут привести к необоснованному росту цен на расширяющемся межштатном рынке. В результате принятия указанного толкования газодобывающая компания, прежде чем начать продажу газа на межштатном рынке, должна была получить предварительное согласие Федеральной энергетической комиссии (в форме Сертификата об общественной выгоде и полезности). После получения согласия компания не могла использовать данный ресурс в других целях (например, продавать газ на внутриштатном рынке) без соответствующего разрешения комиссии.

Сложившаяся в результате система ценообразования привела к серьезным диспропорциям на газовом рынке США. Как выяснилось, цены, устанавливаемые Федеральной энергетической комиссией, оказались ниже равновесных цен спроса и предложения. Впрочем, поскольку юрисдикция Федеральной энергетической комиссии распространялась на продажи газа добывающими компаниями оптовым покупателям для межштатной торговли, сохранялась возможность поставок газа на внутриштатный рынок по более высоким ценам. В итоге, крупные потребители имели возможность предложить производителям более высокую цену по сравнению с регулируемой ценой для оптовых покупателей. Объем поставок на межштатный рынок снизился, так как производители стали поставлять газ на внутриштатные рынки.

Ситуация, изложенная выше, привела к оттоку инвестиций из области добычи природного газа в 1960 – 1970-е гг., а ввод новых месторождений в эксплуатацию перестал покрывать истощение используемых. Страна столкнулась с ограничениями поставок газа на межштатном рынке (что, в первую очередь, коснулось средних и мелких потребителей штатов, в которых отсутствовала собственная добыча газа), что, в условиях острого энергетического кризиса, стимулировало пересмотр практики государственного регулирования отрасли.

В 1978 г. с целью решения проблем, связанных с неравноправными условиями поставок газа на межштатный и внутриштатный рынки, а также с целью стимулирования разработки новых месторождений Конгресс США принял Закон «О политике в газовой промышленности» (Natural Gas Policy Act).

Закон предусматривал введение унифицированных цен на межштатном и внутриштатном рынках и единого подхода к их регулированию. Все промысловые цены устанавливались на уровне, стимулирующем разработку новых месторождений и добычу газа. Закон также предусматривал программу постепенного дерегулирования некоторых промысловых цен на газ.

Закон «О политике в газовой промышленности» вводил 26 ценовых категорий для всех газовых месторождений, находящихся на территории США и верхние предельные цены для данных месторождений. Был также предусмотрен порядок постепенного ежемесячного увеличения верхних предельных цен с целью постепенного сближения цен на газ и нефть. Большая разница в ценах на эти энергоносители таила в себе опасность разового скачка цен на газ в случае быстрого перехода к их дерегулированию.

Верхние предельные цены на газ учитывали следующие особенности газовых месторождений:

· дату, когда скважина была пробурена, и из нее впервые был получен газ;

· дату, когда данная площадь газового месторождения была выделена для участия в межштатной торговли;

· тип газовой скважины и вид заключенного газового контракта на поставку газа из нее.

Кроме того, были установлены несколько специальных ценовых категорий для скважин с особыми условиями добычи, требующих повышенных затрат.
Закон выделял следующие группы месторождений:

· «новые» месторождения, дерегулирование цен на газ которых намечалось осуществить с 1 января 1985 г. или с 1 июля 1987 г.;

· «дорогие» месторождения, цены на газ которых были дерегулированы после 11 января 1979 г.;

· «старые» месторождения, по которым предусматривалось сохранение регулирования цен вплоть до полного истощения таких месторождений.

Таким образом, до принятия Закона в Соединенных Штатах промысловая регулировалась, а потребительская цена складывалась из промысловой цены и издержек на промежуточные операции (транспортировка, распределение). После его принятия формирование цен стало происходить под влиянием потребителей, промысловая цена для некоторых («дорогих») месторождений вообще не регулировалась, для остальных месторождений такая цена не устанавливалась, а лишь имела предельные ограничения.

После нескольких лет газового дефицита межштатные транспортные компании стали активно конкурировать за поставки газа с новых месторождений, в том числе «дорогих». Они стремились обеспечить себя резервами газа, заключая с производителями контракты по принципу «бери или плати». Своих потребителей (местные газораспределительные компании и некоторых конечных пользователей) газотранспортные компании вынуждали заключать контракты, в которые входило условие минимальной оплаты (за выделенную газотранспортную мощность). Такое условие компенсировало постоянные издержки газотранспортных компаний в случае падения спроса на газ.

По замыслам авторов Закона «О политике в газовой промышленности» паритет цен на нефть и газ должен был установиться в 1985 г. Однако, с 1980 г. цены на нефть стали падать, в то время как цены на газ росли и вскоре стали превышать цены на нефть. Рост цен на газ вызвал падение спроса на него. На падение спроса повлияло и стагнация американской экономики начала 1980-х гг. В результате страна столкнулась с перепроизводством газа. По некоторым оценкам, начиная с 1982 г. предложение этого энергоносителя превышало спрос на него на 10 – 15%.

Описанная ситуация послужила поводом к появлению нового рынка газа – рынка немедленной поставки (спот-рынка). В то время как цена на газ, реализуемый по контрактам «бери или плати», была высокой, в стране оставались компании, которые были готовы продать газ и по низкой цене (как правило, газ «старых» месторождений). Однако газотранспортные компании не были заинтересованы в покупках такого газа. В итоге, двумя главными препятствиями покупки «дешевого» газа были контрактные обязательства по минимальной оплате и отсутствие свободного доступа покупателей к газотранспортной сети.

Первое препятствие было устранено Распоряжением Федеральной энергетической комиссии по регулированию № 380, которое освободило местные газораспределительные компании от части обязательств по минимальной оплате. В результате , предусматривающие фиксированную цену на газ с фиксированным коэффициентом ее регулярного увеличения, стали заменяться соглашениями о покупке и продаже газа. Последние имели небольшой срок действия и предусматривали ежемесячный пересмотр цен. В 1985 г. такие соглашения (спот-контракты или соглашения о на немедленных поставках) стали обеспечивать одну треть объема потребления газа в США, в то время как в 1983 г. немедленные поставки обеспечивали только 5% рынка. Растущий спот-рынок вызвал появление нового сегмента участников отрасли – его операторов.

Впрочем, упомянутое выше Распоряжение Федеральной энергетической комиссии по регулированию, отменив часть обязательств потребителей по минимальной оплате, оставило газотранспортные компании с заключенными ранее обязательствами «бери или плати», что создавало потенциально конфликтную ситуацию. В результате, в 1985 г. было издано Распоряжение Федеральной энергетической комиссии по регулированию № 436, узаконившее использование газотранспортных систем в режиме открытого доступа. Это Распоряжение разрешило газотранспортным компаниям, получившим специальный сертификат, осуществлять контрактные услуги по передаче газа, принадлежащего другим владельцам, без предварительного согласования с Федеральной энергетической комиссией по регулированию. Оказание услуг по транспортировке газа было выделено в качестве самостоятельного вида хозяйственной деятельности газотранспортных компаний, для него был введен отдельный . Клиентам газотранспортных компаний, перешедших на режим открытого доступа, было разрешено дальнейшее снижение оплаты выделенной газотранспортной мощности (уменьшение минимальной оплаты).

Недостаточная проработанность условий обеспечения режима свободного доступа привела в 1987 г. к отмене Распоряжения № 436 Верховным Судом, причем истцом выступили сами исполнительные власти страны. Суд обратил внимание Федеральной энергетической комиссии по регулированию на несовместимость условий «бери или плати», сохранившихся в контрактах газотранспортных компаний с производителями газа, с некоторыми положениями ее Распоряжения № 436, которые разрешали клиентам газотранспортных компаний снижать платежи за контрактную мощность.

Принятое Федеральной энергетической комиссии по регулированию Распоряжение № 500, сохранив многие из правил регулирования открытого доступа Распоряжения № 436, внесло в них следующие 4 важных поправки:

1) газотранспортная компании вправе отказаться транспортировать газ, принадлежащий газодобывающей компании, если последняя имела или имеет с ней контракт, содержащий условие «бери или плати». В транспортных услугах нельзя отказать, если газодобывающая компания предлагает 100-процентный зачет объема транспортированного газа в качестве выполнения перед нею обязательств «бери или плати»;

2) газотранспортная компания вправе возмещать издержки по выкупу своих прошлых обязательств «бери или плати», используя два механизма:

(а) включая эти издержки в состав своих переменных затрат и соответствующую часть тарифов;

(б) включая от 25 до 50% издержек в состав постоянных затрат и в соответствующую часть тарифов, а оставшуюся часть – в переменные затраты и тарифы;

3) вводилась плата за обеспечение резерва, которую газотранспортная компания может использовать для возмещения издержек обеспечения резервами газа, заявленными ее клиентами, при включении этих издержек в состав своих постоянных затрат и тарифы;

4) отменялась практика постепенного сокращения выделенной мощности в долгосрочных контрактах на покупку газа у газотранспортных компаний. Однако для клиентов сохранилась возможность конвертировать свою выделенную мощность в свободную транспортную мощность.

Как и отмененное Распоряжение № 436, новое Распоряжение сохранило возможность снижения клиентами объемов закупок газа по долгосрочным контрактам и расширения закупок на спот-рынке. Однако Распоряжение № 500 продемонстрировало убежденность Федеральной энергетической комиссии по регулированию в том, что в условиях конкурентного рынка газа необходимы специальные меры по обеспечению надежности газоснабжения. С этой целью был предложен механизм оплаты обеспечения резерва клиентами газотранспортных компаний.

Таким образом, клиенты газотранспортных компаний сами стали определять необходимую мощность резервирования и платить за нее вне зависимости от реального потребления. Фактически это означало восстановление баланса обязательств «бери или плати» со стороны клиентов газотранспортных компаний.

Постепенная эволюция системы государственного регулирования газовой отрасли в США привела к обеспечению базовых условий для эффективного функционирования конкурентного межрегионального рынка, который в настоящее время характеризуют следующие особенности:

· развитая конкуренция между производителями газа (как в пределах одного газового месторождения, так и нескольких месторождений);

· сохранение монополии газотранспортных услуг на каждом из сложившихся маршрутов газопроводов;

· сохранение монополии межштатных газотранспортных компаний на обслуживание большинства потребителей в соответствующей зоне обслуживания и усиление конкуренции за обслуживание крупных независимых потребителей, получивших право открытого доступа;

· развитие конкуренции между операторами спот-рынка за обслуживание сделок с независимыми потребителями газа; сохранение за межштатными газотранспортными компаниями функций по обеспечению газом зависимых потребителей;

· расширение возможности выбора поставщика для независимых потребителей; ограниченные эксперименты с обеспечением права выбора поставщика газа для агрегированной группы зависимых потребителей.

При сохранении изложенных тенденций можно было бы ожидать дальнейшего расширения сферы действия конкурентных отношений в газовой отрасли США. Такое расширение могло предполагать:

· сохранение естественной монополии межштатных газотранспортных компаний только на осуществление услуг по распределению газа при обеспечении свободного доступа потребителей и поставщиков к местным газораспределительным сетям;

· предоставление всем категориям потребителей равных прав по выбору источника газоснабжения.

Впрочем, после прихода к власти администрации Дж. Буша – мл. была объявлена новая национальная энергетическая политика, которая анонсировала существенные перемены в развитии и организации энергетической инфраструктуры страны, в том числе ее газовой отрасли.

2.3 Новая энергетическая политика США (2001 г.)

17 мая 2001 г. Президент США Дж. Буш – мл. обнародовал принципы новой энергетической политики, содержащие направления и план действий США в области энергетики на предстоящие 20 лет. Подготовка документа под названием «Национальная энергетическая политика» (National Energy Policy) велась рабочей группой во главе с вице-президентом США Р. Чейни в течение всех первых четырех месяцев нахождения Буша – мл. в Белом Доме, что отразило приоритеты в стратегическом экономическом планировании нынешней вашингтонской администрации.

с изложением Национальной энергетической политики содержит 8 разделов[9]:

· Энергетические проблемы США.

· Влияние высоких цен на энергоресурсы на семьи, общественный уклад и бизнес.

· Поддержание здоровья нация и защита окружающей среды.

· Совершенствование сбережения энергоресурсов и повышение эффективности их использования.

· Развитие национальных источников снабжения энергоресурсами.

· Увеличение использования возобновляемых и нетрадиционных источников энергии.

· Развитие национальных систем доставки энергоресурсов.

· Обеспечение национальной энергетической безопасности и международное сотрудничество.

Доклад констатирует, что Соединенные Штаты в 2001 году столкнулись с наиболее серьезной нехваткой энергоресурсов со времен энергетического кризиса 1970-х годов. Это выразилось в селективном росте цен в 2-3 раза в течение 2000 года, в веерных отключениях электроэнергии, в массовых увольнениях, связанных с сокращением производства.

В качестве особо неблагополучного штата названа Калифорния, вступившая в 1990-е годы с фактическим избытком энергетических мощностей. Однако, несмотря на общий экономический рост, рост численности населения штата и соответствующее увеличение потребности в электроэнергии, в Калифорнии за 1990-е годы не было введено ни одной новой электростанции, в результате чего потребности в электроэнергии намного превысили имеющиеся возможности. Авторы доклада отмечают, что аналогичная тенденция наблюдается и по другим регионам США, указывая, что если производство энергоресурсов будет расти теми же темпами, что и в 1990-е годы, уровень потребности в них значительно превысит уровень производства.

Доклад формулирует проблемы, с которыми сталкиваются Соединенные Штаты в настоящее время. Первая из них – рост потребностей в энергоресурсах, обусловленный ростом экономики, увеличением численности населения и повышением требований к качеству жизни.

В качестве второй проблемы доклад называет необходимость перевооружения и расширения энергетической инфраструктуры, включая увеличение производства электроэнергии, модернизацию и строительство новых линий электропередачи и трубопроводных систем, а также нефте- и газоперерабатывающих заводов, которые в значительной степени устарели. В частности, обеспечение природным газом (газораспределение) значительно ухудшилось из-за износа и неадекватной структуры трубопроводных систем. Для того, чтобы сбалансировать потребности в газе и возможности по его производству необходимо построить 38 000 миль[10] новых магистральных газопроводов и 255 000 миль[11] газораспределительных сетей. Аналогично неадекватным является сетевое хозяйство электроэнергетики, не позволяющее обеспечивать дальние перетоки и оперативно ликвидировать региональные кризисы.

Третьей проблемой является проблема наращивания поставок энергоресурсов при одновременном обеспечении защиты окружающей среды. Прогноз свидетельствует, что в предстоящие 20 лет потребление нефти в США увеличится на 33%, потребление природного газа возрастет на 50%, а потребности в электроэнергии – на 45%. Если внутреннее производство энергоресурсов в США будет расти теми же темпами, что и в 1990-е годы, то страна будет постоянно сталкиваться с их дефицитом.

В качестве принципиальных путей решения перечисленных проблем Национальная энергетическая политика США выделяет стимулирование и развитие энергосбережения, увеличение поставок энергоресурсов из диверсифицированных источников (в первую очередь, развитие внутренних источников энергоресурсов), наращивание генерирующих и энерготранспортных мощностей, развитие трубопроводных систем. В сфере повышения энергетической безопасности предполагается уменьшить зависимость Соединенных Штатов от зарубежных поставок энергоресурсов.

Важнейшей задачей объявлена социальная защита малоимущих слоев населения от повышения цен на энергоресурсы. В частности, предусматривается реализация программы оперативной помощи гражданам с низкими доходами путем направления части платежей за пользование недрами при добыче нефти и газа в случаях превышения цен на энергоресурсы выше определенного уровня, на дотирование энергопотребления.

Современное состояние газовой отрасли доклад характеризует следующим образом. Доля природного газа составляет 24% в производстве энергоресурсов США и 27% – в их потреблении. 85% всего потребляемого в США газа производится внутри страны. Доля импорта увеличилась с 5% в 1987 г. до 14% в 2000 г. С 1990 г. рост импорта обеспечил более 50% увеличения национального потребления газа. Единственным поставщиком газа в Соединенные Штаты является Канада с ее уникальными запасами и недискриминационным доступом к газотранспортной инфрастуктуре.

В отличие от нефти практически весь газ в Соединенных Штатах производится и продается в одних и тех же регионах. Поэтому цены формируются в основном на региональных рынках. В 2000 г. цены на природный газ резко выросли по сравнению с уровнем цен, державшимся в течение последних 15 лет (примерно в пять раз по сравнению с уровнем 1991 г.). В 2001 г. цены на него несколько снизились, однако они все же существенно превышают уровень 1990-х годов.

В качестве конкретных шагов в сфере совершенствования энергетической инфраструктуры Национальная энергетическая США предусматривает следующие мероприятия при выделении соответствующих министерств и ведомств:

· меры по увеличению объемов извлечения нефти и газа из существующих месторождений с помощью новых технологий (Министерства энергетики и внутренних дел);

· меры по совершенствованию технологий добычи, (Министерство энергетики);

· инвентаризация статуса территорий и арендных соглашений с целью выявления препятствий для разработки нефтяных и газовых месторождений на федеральных территориях (Министерство внутренних дел);

· обеспечение инвестиций в размере 2 млрд. долл. США в разработку экологически чистых способов использования угля (Министерство энергетики);

· обеспечение большей степени определенности при осуществлении регулирования, связанного с инвестициями в производство электроэнергии с помощью экологически чистых угольных технологий (Федеральные агентства);

· инспекция межштатных сетей электропередачи для устранения препятствий свободным перетокам электроэнергии (Министерство энергетики);

· поддержка проектов по расширению газотранспортных сетей в континентальных США (все штаты, кроме Аляски и Гавайев) при обеспечении необходимой защиты окружающей среды (Министерство энергетики, Федеральная энергетическая комиссия по регулированию).

В области использования природного газа в ближайшие 20 лет планируется обеспечить прирост производства электроэнергии на 90% за счет строительства газотурбинных и парогазовых электростанций. Планируется, что доля природного газа в потреблении топливно-энергетических ресурсов электроэнергетикой увеличится с 16% до 33%. Более низкие капитальные затраты, более короткое время строительства, более высокая эффективность и меньший экологический вред обеспечат преимущество данного энергоносителя в топливно-энергетических балансах большинства регионов страны.

Основные принципы государственного регулирования топливно-энергетического комплекса, заявленные Национальной энергетической политикой, являются следующими:

· развитие конкуренции, защита потребителей, обеспечение надежности снабжения энергоресурсами, развитие возобновляемых источников энергии, повышение эффективности их использования;

· конкуренция и либерализация должны сочетаться с регулированием рынка энергоресурсов;

· обеспечение соответствия между спросом и предложением энергоресурсов;

· внесение изменений в законодательство, регулирующее деятельность компаний коммунальной сферы;

· активное использование механизмов лицензирования в сфере производства и поставок энергоресурсов;

· принятие мер по повышению уровня конкуренции между операторами передающих (транспортных) мощностей и стимулирование инвестиций в такие мощности;

· уменьшение неопределенности в практике регулирования и повышение прозрачности решений, принимаемых регулирующими органами.

2.4 Великобритания

В отличие от США, где ведущую роль в интеграции газовой отрасли сыграли долгосрочные контракты между производителями газа и газотранспортными компаниями, а также между газотранспортными компаниями и крупными потребителями, в Европе, в частности в Великобритании, развитие отрасли было связано с формированием крупных вертикально интегрированных газовых компаний, контролирующих весь производственный процесс.

На формирование и развитие монопольной структуры по закупке, транспортировке, распределению и продаже газа оказало влияние открытие значительных запасов газа в Северном море, которое привело к созданию в Великобритании национальной газотранспортной системы высокого давления и быстрому росту потребления газа.

В 1972 г. английским парламентом был принят Закон «О газе» (Gas Act). В соответствии с ним на базе действовавшего ранее Совета по газу (Gas Council) была образована «Британская газовая корпорация» (British Gas Corporation), включившую в себя газотранспортную сеть и Региональные управления по газоснабжению (Area Boards). «Британская газовая корпорация» получила монопольные права на продажу газа потребителям и на приобретение газа, добываемого в британской экономической зоне Северного моря.

Первые шаги по либерализации в газовой промышленности Великобритании затронули сферу производства газа. В 1982 г. был принят Закон «О нефтяных и газовых предприятиях» (The Oil and Gas Enterprise Act), который внес три важные изменения в действовавшую систему хозяйственных отношений:
· открыт доступ к газотранспортной системе различных производителей газа, желающих поставлять газ уже существующим крупным промышленным потребителям, расположенным в пределах 25 ярдов[12] от существующих газопроводов;

· деятельность «Британской газовой корпорации» по разведке и добыче газа (и, соответственно, используемые для этого производственные мощности) были отделены от операций, связанных с транспортировкой, распределением и продажей газа (при соответствующем отделении используемых производственных мощностей);

· отменялось монопольное право «Британской газовой корпорации» на покупку газа из месторождений Северного моря.

Данный Закон не оказал существенного влияния на сложившуюся систему отношений в отрасли и фактически вплоть до 1990 г. монополия «Британской газовой корпорации» на закупку и продажу газа сохранялась.

В 1986 г. была принята новая редакция Закона «О газе» и проведена приватизация «Британской газовой корпорации», в результате которой возникла компания по транспортировке и распределению газа British Gas[13]. Компания была приватизирована в декабре 1986 г. за 5,4 млрд. фунтов стерлингов. Дополнительно в состав ее собственных средств были привлечены заемные ресурсы в размере 2,5 млрд. фунтов стерлингов. В ходе приватизации компании Правительство Великобритании эмитировало «золотую» акцию и ввело запрет на владение любым лицом более 15% ее акций.

Компания получила монопольные права на обслуживание рынка средних и мелких потребителей с объемом годового потребления менее 25.000 термий[14]. При этом на нее возлагался ряд обязательств:

· осуществление безусловного газоснабжения средних и мелких потребителей с объемом годового потребления менее 25 000 термий, расположенных в пределах 25 ярдов[15] от газовой магистрали;

· осуществление газоснабжения остальных потребителей, если это экономически оправдано;

· разработка и публикация недискриминационных тарифов для средних и мелких потребителей при учете особенностей каждого из потребителей (расположение, характеристики нагрузки и др.); уровни тарифов были должны соответствовать установленным пределам получения дохода от продажи газа;

· установление недискриминационных цен на контрактные поставки газа (для крупных потребителей);

· соблюдение определенных процедур переговоров с потребителями – должниками перед решением вопросов об их отключении;

· обеспечение особых условий газоснабжения для пожилых людей и инвалидов;

· обеспечение безопасности и качества газоснабжения.

Закон 1986 г. предусматривал создание правительственного ведомства – Службы газоснабжения (Office of Gas Supply) во главе с Генеральным директором по газоснабжению (Director General of Gas Supply). Функция выдачи лицензии компании по оказанию общественных услуг по газоснабжению была возложена на Государственного секретаря по энергетике (Secretary of State for Energy).

Закон «О газе» в редакции 1986 г. запретил создание конкурирующих сетей газопроводов. Для стимулирования конкуренции среди поставщиков газа, использующих газопроводы British Gas, Закон упрощал условия получения доступа к газотранспортной сети, первоначально предусмотренные Законом «О нефтяных и газовых предприятиях». Теперь любое заинтересованное лицо могло апеллировать к Генеральному директору по газоснабжению с требованием обеспечить транспортировку газа через газотранспортную систему компании British Gas, а он получал право определять условия доступа к газотранспортной системе в случае, если стороны сами не могли достичь договоренности. Закон также определил обязательства газопроводов обеспечивать при необходимости резервные поставки газа для потребителей, использующих British Gas только в качестве транспортной компании.

Спустя два года после выхода в свет Закона «О газе», Комиссия по монополиям и слияниям (Monopolies and Mergers Commission) выпустила отчет, в котором пришла к выводу, что British Gas злоупотребляет своим монопольным положением. Такие злоупотребления приводят к следующим нарушениям общественных интересов:

· компания относит более высокие затраты на тех потребителей, которые в меньшей степени способны использовать альтернативные виды топлива, нарушая тем самым условия межтопливной конкуренции;

· компания упреждает возникновение конкуренции с любыми другими поставщиками газа и другого топлива, увязывая контрактные цены с ценами на альтернативные поставки газа или другие виды топлива, доступные для данного потребителя;

· из-за отсутствия ясности в принципах формирования цен на газ потребители не могут надежно прогнозировать будущую стоимость газа, что существенно увеличивает их предпринимательский риск;

· отказы в обслуживании потребителей с прерываемыми контрактами, использующих в качестве альтернативного топлива сжиженный газ, электроэнергию и другие относительно дорогие виды энергетических ресурсов, навлекают на таких потребителей дополнительные затраты.

В качестве изменений в практике ценообразования British Gas было предложено публиковать цены как непрерываемых, так и прерываемых контрактов, причем они должны быть унифицированы только с условиями поставки (объем поставки, коэффициент нагрузки, степень прерываемости), а не с ценами на альтернативные виды топлива, доступных потребителям. Компании также запрещалось проводить какие-либо переговоры с потребителями относительно пересмотра опубликованных цен. British Gas также лишался права отказывать в поставках газа потребителям, которые имели с компанией прерываемые контракты.

До 1989 г. British Gas стремился заключить контракты на 100% газа из новых месторождений. Комиссия по монополиям и слияниям предложила установить запрет для компании заключать первоначальный контракт на более чем 90% запасов вводимого газового месторождения, а также на оставшиеся 10% запасов в течение 2 лет после подписания первоначального контракта.

В 1991 г. Службой справедливых торговых отношений (Office of Fair Trading) был проведен обзор эффективности мер по развитию конкуренции на контрактном рынке газа. Было установлено, что с 1989 по 1991 гг. 37% от 7,5 млрд. термий газа[16] из новых месторождений были поставлены независимыми конкурирующими компаниями. Однако, как выяснилось, основными потребителями газа независимых поставщиков стали предприятия электроэнергетики. Остальных потребителей конкуренция практически не затронула.

Служба справедливых торговых отношений признала, что все попытки регулировать поведение монополиста в лице British Gas, предпринимавшиеся в 1989 – 1991 гг., не достаточны для создания действительно конкурентных условий, и что необходимы меры по структурной дезинтеграции газовой отрасли. В результате, от British Gas потребовали разделения деятельности по транспортировке и поставкам при создании условий к тому, чтобы к 1995 г. 60% контрактного рынка обслуживалось независимыми поставщиками[17].

В 1996 г. British Gas решил добровольно прекратить деятельность по снабжению газом. К этому времени компания потеряла значительную долю на рынке газоснабжения промышленных предприятий, а независимые поставщики стали проникать даже в сферу снабжения газом населения. Рыночные цены на оптовом рынке к этому времени были в два раза ниже, чем цены долгосрочных контрактов British Gas «бери или плати».

В начале 1997 г. компания British Gas была разделена на две: British Gas Transco и Centrica. British Gas Transco сохранила транспортную и распределительную системы. У него также остались газохранилища, месторождения в Северном море и в других местах, международные активы, ряд вспомогательных организаций в Великобритании. Centrica получила рынок поставок газа, на котором работала British Gas Trading и газовое месторождение Morecambe в Ирландском море. Кроме того, компания получила возможность работать в сфере, ранее обслуживаемой British Gas Servicesот эксплуатации центрального теплоснабжения до таких направлений, как обеспечение безопасности жилых домов.

Подводя итоги произошедшей в Великобритании эволюции системы организации и государственного регулирования газовой отрасли, можно сделать вывод о том, что газовый рынок страны превратился из монополизированного в свободный и конкурентный рынок, результатом чего стало снижение цен для конечных потребителей. Газотранспортная система страны сохранила свое единство и в настоящее время контролируется одной компанией, отстраненной от торговли газом. Система ценообразования на газотранспортные услуги была установлена таким образом, чтобы стимулировать повышение эффективности работы British Gas Transco, занимающейся транспортировкой природного газа.

Вместе с тем, следует отметить, что после разделения British Gas была свернута значительная часть международных газовых проектов, в вновь созданные газовые компании сосредоточились на внутреннем рынке Великобритании. Исходя из тенденций, существующих в сфере добычи газа этой страны, можно прогнозировать, что к 2005 г. Великобритания начнет импортировать значительные объемы природного газа. Активное участие British Gas в международных проектах первой половины 1990-х гг. давало возможность через схемы замещения импортировать газ, фактически добытый с участием этой британской компании.

2.5 Германия

До 1998 г. на германском оптовом рынке природного газа существовала фактически монопольная система поставок. Компании-поставщики, крупнейшей из которых является главный европейский партнер ОАО «Газпром» – Ruhrgaz, имели возможность определять границы соответствующих регионов снабжения путем заключения между собой так называемых «разграничивающих» контрактов. Формально такая система поставок была отменена Законом «Об энергии» (Energiewirtschaftsrecht), принятым в апреле 1998 г. Закон в значительной степени отражал рекомендации Директивы Европейского Союза и предусматривал полную либерализацию газового рынка.

Однако, в 1999 г. лишь 1% промышленных предприятий поменял поставщиков газа. Низкий уровень конкуренции объяснялся отсутствием регулирования со стороны государства по доступу третьей стороны.

В июне 2000 г. было опубликовано Соглашение по доступу третьей стороны, предусматривающее возможность использования газовых сетей на основе так называемого трехуровнего тарифа. Отдельно были установлены тарифы для импорта и транспортировки газа, распределения газа на региональном уровне и распределения газа на местном уровне.

Первые результаты вступления в действия Соглашения по доступу третьей стороны показывают, что в ближайшее время газовый рынок Германии будет испытывать на себе лишь ограниченное влияние конкуренции. Это обусловлено стратегическими, регулировочными и техническими аспектами. Германские газовые компании представляют собой кросс-холдинги и, следовательно, будут стремиться избегать конкуренции друг с другом. Кроме того, на германском рынке продается газ с разной теплотворной способностью и регулирование сделок, предусматривающих немедленную поставку, между поставщиками несет в себе дополнительные трудности.

По мнению администраций ведущих германских газовых компаний, конкурентному давлению со стороны межрегиональных компаний более всего будут подвержены региональные газовые компании, которые до настоящего времени получали более высокие прибыли за счет монопольного положения.

Как итог, напрашивается вывод, что газовая отрасль Германии только начала движение в сторону своей либерализации. Учитывая национальные особенности германской экономики, можно предположить, что в ближайшее время большую часть поставок газа будут осуществлять компании, традиционно контролирующие значительные сегменты рынке.

2.6 Румыния

Газовая отрасль Румынии является одной из старейших в Европе. Она оказала существенное влияние на развитие газовой промышленности бывшего СССР. Основной этап развития отрасли пришелся на период социализма (1947 – 1989 гг.).

После падения режима Чаушеску в 1991 г. в стране была учреждена Румынская Национальная Газовая Корпорация ROMGAZ-R.A., занимающаяся добычей, транспортировкой и распределением газа, а также импортом газа и международным транзитом. До 2000 г. газовая отрасль Румынии в основном была представлена вертикально интегрированной государственной монополией.

С начала экономических преобразований в Румынии газовая отрасль пережила два этапа реализации. В ходе первого этапа вертикально интегрированная компания ROMGAZ-R.A. была преобразована в холдинг, включивший ряд дочерних предприятий по добыче, транспортировке и распределению газа. Кроме того, компании было запрещено заниматься многими видами не основной деятельности, такими, например, как изготовление газовых счетчиков, строительство газопроводов и производство компрессорных станций. В настоящее время эти функции перешли к независимым от ROMGAZ-R.A коммерческим организациям.

В ходе второго этапа реструктуризации газовой отрасли функциональное разделение компании трансформировалось в ее организационно-правовое дробление. В результате такого дробления из ROMGAZ-R.A были выделены компании по добыче газа, его транспортировке газа, эксплуатации подземных газохранилищ и газораспределению. В настоящее время доступ к транспортировке газа предоставляется компанией TransGaz (выделившейся из состава «РОМГАЗ» в ходе реструктуризации) на недискриминационной основе.

Правовая основа для реформирования газового сектора Румынии основана на Газовом Законе, который был принят в январе и дополнен в мае 2000 г. Закон основан на следующих основных принципах:

· защита прав и интересов потребителей;

· создание благоприятных условий и стимулирование конкуренции на газовом рынке;

· обеспечение условий для либерализации рынка газа путем определения приемлемых потребителей и их доступа к системам транспортировки и распределения;

· повышение эффективности использования энергии;

· прозрачность цен, тарифов и налогов в газовом секторе;

· подключение национальной газовой системы к европейским системам;

· обеспечение возможностей для хранения газа, как для текущих, так и для стратегических потребностей;

· принятие мер по защите окружающей среды;

· стимулирование участия частного сектора, внутренних и иностранных инвесторов для производства, транспортировки, хранения, распределения, поставки и использования газа.

Регулирование газовой отрасли Румынии должен осуществлять Национальный регулирующий орган по газу, в обязанности которого входит:

· выдача, приостановление или аннулирование лицензий и разрешений как для уже существующих компаний, так и для новых компаний, созданных после формирования румынского газового рынка;

· оказание консультационных услуг по условиям концессионных договоров на транспортировку и распределение газа по сетям;

· формулирование требований, критериев и методик для предпочтительных потребителей газа;

· разработка и пересмотр технических норм и стандартов для эффективного использования внутренних транспортировочных и распределительных систем;

· выработка рекомендаций для эффективного использования газа.

Реализуя перечисленные функции, данный орган уполномочен выполнять следующие задачи:

· вырабатывать организационные схемы организации отрасли и требования к кадрам;

· определять порядок выдачи лицензий и разрешений, а также условия и обстоятельства, в которых они могут быть выданы, приостановлены, отозваны или изменены;

· определять методику расчета цен и тарифов на газ (обеспечивая при этом соблюдение интересов потребителей);

· контролировать соблюдение условий концессионных контрактов;

· контролировать соблюдение правил, установленных Национальным регулирующим органом по газу, реализацию и соблюдение его решений, применять санкции в случае их несоблюдения;

· контролировать соблюдение правил конкуренции на рынке газа и предоставлять рекомендации соответствующим органам власти относительно предотвращения злоупотребления монопольным правами;

· повышать квалификацию своих сотрудников, используя, в том числе, помощь иностранных специалистов.

Похоже, что газовая отрасль Румынии быстрее, чем в других европейских странах движется в сторону либерализации. Ряд независимых экспертов объясняют это обстоятельство стремлением Румынии к скорейшему вступлению в Европейский Союз. О том, насколько проводимые преобразования окажутся успешными, можно будет судить лишь через несколько лет.

Мировой опыт организации и регулирования газовой отрасли, ее структурных преобразований, позволяет сделать следующие выводы.

В мире накоплен большой опыт в области организации и регулирования газовой отрасли. Вместе с тем, национальные условия разных стран, включая Россию, существенно отличаются. Вот почему прямое перенесение опыта зарубежных стран не только нецелесообразно, но и едва ли возможно. Впрочем, некоторые подходы и отдельные элементы организации и регулирования газового сектора зарубежных стран представляются интересными и могут оказаться полезными в российских условиях. Их использование может в значительной степени облегчить процесс разработки и реализации государственной стратегии развития и регулирования газовой отрасли, а также избежать многих ошибок, допущенных в других странах.

Необходимо отметить, что традиционно газовые отрасли большинства рассматриваемых стран (за исключением США) возникали и развивались как вертикально интегрированные единые структуры, объединяющие добычу газа, его транспортировку и сбыт. Между тем, после формирования всей инфраструктуры отрасли и развития газового рынка интересы потребителей и потребности повышения эффективности диктовали потребность демонополизации отрасли.

Общей тенденцией последних лет является тенденция к либерализации газовых рынков отдельных стран, а также европейского газового рынка. Для этого регулирующие органы с целью снижения издержек газоснабжения стремятся обеспечить недискриминационный доступ третьих сторон к газотранспортной инфраструктуре, стимулировать развитие конкуренции при поставках газа потребителям.

Вместе с тем опыт стран Северной Америки (США и Канады) не может автоматически и полностью применяться в современных российских условиях в силу больших экономико-политических и социально-культурных различий. Опыт континентальной Европы нельзя оценивать как успешный, поскольку здесь полноценный рынок газа пока не сформирован. Опыт Великобритании показывает, что реформирование отрасли путем регулирования внешних условий хозяйствования монопольной структуры обречено на провал. Для выделения газотранспортной составляющей из национального монополиста British Gas руководством страны было принято чисто политическое решение.

Представляется полезным использовать опыт рассмотренных в настоящем исследовании стран в области регулирования газораспределительного сектора, которое осуществляется в рамках института коммунальных компаний. Много полезного можно извлечь из опыта США и Канады в области антимонопольного регулирования, организации недропользования, а также ценовой и налоговой политики. Опыт Германии, Франции и Италии может оказаться полезным в сфере контроля со стороны регулирующих органов за деятельностью компаний, занимающих монопольное положение на газовых рынках. Румыния выбрала направление точного следования директивам Европейского Союза в сфере регулирования и организации газового рынка. Результаты данного подхода могут оказаться полезными для России для оценки перспектив взаимодействия с ЕС и организации экспорта российского газ в Европу.

Там, где в настоящее время в газовой отрасли в наибольшей степени присутствуют рыночные элементы и возникла конкурентная среда, воздействующая на различные этапы добычи, транспортировки и реализации газа, история развития газовой отрасли имеет богатый и достаточно сложный характер, где периоды усиления государственного регулирования отрасли чередуются с периодами ослабления такого регулирования.

Достаточно очевиден вывод о том, что для развития газоснабжения населения и жилищно-коммунального хозяйства розничные цены на газ для населения должны существенно превышать цены для промышленности, в противном случае невозможно будет окупать строительство газораспределительных систем для газификации домохозяйств. При этом высокие розничные цены обуславливаются не только потребностями строительства и обслуживания газораспределительных систем, но и необходимостью развития магистральных транспортных систем и систем хранения газа с тем, чтобы обеспечивать необходимую стабильность газоснабжения (население и жилищно-коммунальная сфера потребляют газ в наиболее нестабильном режиме).

Если попытаться обособить национальные особенности и способы организации управления экономикой от прочих факторов, влияющих на развитие газовой отрасли в различных странах, то к основным из последних можно отнести:

· размеры месторождений;

· удаленность месторождений от мест потребления газа;

· степень развития розничного рынка газа.

Специфика России заключается в том, что из-за большой территории и богатых природных ресурсов можно допустить параллельное развитие нескольких моделей организации газовой отрасли, причем каждая из них может быть оптимальной для соответствующего региона при условии, что эти модели не подавляли бы друг друга.

Так, привычная модель мощной газотранспортной компании, взаимодействующей с добывающими компаниями, эксплуатирующими удаленные месторождения в Западной Сибири, может оказаться актуальной для центральных и северных регионов европейской части России и для Урала. На юге европейской части страны имеется множество мелких месторождений, на которых может быть организована децентрализованная добыча газа для локального потребления. Наконец, есть малонаселенные регионы центральной и восточной Сибири и Дальнего Востока, где на большом расстоянии друг от друга расположены крупные промышленные узлы и где имеются отдельные достаточно крупные месторождения. Разработка месторождений в указанных регионах может быть организована в форме нескольких самостоятельных проектов – с учетом потребностей в газоснабжении российских потребителей и организации экспорта газа.

Анализ принятой в мае 2001 г. Национальной энергетической стратегии США показывает, что Соединенные Штаты приступили к принципиальному пересмотру своих подходов к развитию энергетики и использованию природных ресурсов. В случае реализации данной стратегии важнейшими направлениями американской энергетической политики в ближайшие годы будут развитие внутренних источников энергоресурсов и национальной энергетической инфраструктуры, увеличение доли природного газа в топливно-энергетическом балансе страны, развитие новых эффективных и экологически чистых технологий использования энергоресурсов. Представляется, что изложенные подходы могут быть успешно применимы и в России.



[1] При подготовке настоящей главы использованы материалы, представленные в работах: Estrada J., Bergesen H.O., Moe A., Kristin A. Natural Gas in Europe: Markets, Organization and Politics. London & New York – F. Nansen Institute Pinter Publishers, 1988; Estrada J., Moe A., Martinsen K. D. The Development of European Gas Markets: Environmental, Economic and Political Perspectives. London – F. Nansen Institute, 1995[2] Около 83 км2.[3] Около 42 км2.[4] Около 23 км2.[5] Следует отметить, что в США производство и потребление газа осуществляются, как правило, в пределах одного штата, а магистральные газопроводы расположены преимущественно вокруг крупных городов и имеют значительно меньший диаметр и рабочее давление, чем магистральные газопроводы в России.

[6] Источник: Eurostat (1999)

[7] Источник: A New Vision For Natural Gas Regulation. Interstate Natural Gas Association of America, 2000

[8] В 1977 г. Федеральная энергетическая комиссия была преобразована в Федеральную энергетическую комиссию по регулированию

[9] National Energy Policy. Report of the National Energy Policy Development Group. Wash. – May 2001

[10] Около 61 000 км.

[11] Около 408 000 км.

[12] Около 23 м.

[13] Gas Act 1986 (chapter 44). London – The Stationery Office Limited, 1986

[14] Около 80 тыс. м3 газа.

[15] Около 23 м.

[16] 7,5 млрд. термий = 23,9 млрд. м3

[17] Gas Act 1995 (chapter 45). London – The Stationery Office Limited, 1995

Ссылки по теме:

Предисловие
Глава 1 – Газовая промышленность в экономике России
Глава 2 – Зарубежный опыт регулирования и реформировании газовой отрасли
Глава 3 – Влияние акционирования и приватизации 1990-х гг. на газовую отрасль
Глава 4 – Пути оптимизации институциональных механизмов управления газовой отраслью России
Глава 5 – Инструменты государственного регулирования газовой отрасли
Заключение
Приложения

Теги: , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , |Рубрики: Зарубежный опыт, Обзоры и исследования | Комментарии отключены

Комментарии закрыты